Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на вход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.

Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субьектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования -ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ±1 мс.

УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты ПО - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №5

Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №4

Амурская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №3

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

Счетчик

ТН

тт

н

X

н

н

о

о

о

о

н

II

JO

сг>

^    я

^    НН    Н

OJ    W    II

№    Л    я

^    Л    £

о    ^    ^ 00

н

5!”я

£ Л й

о ^ ^

"о

Ю

I

О

U>

§ О о bj о сл

о

о

>

>

td

td

>

td

>

td

>

td

td

>

о

о

о

о

о

о

О

(J

Н

■

н

£

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

160000

96000

96000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 per. № 53992-13

Ov

4

<T>

рэ

Я

н

к

со

X

p

4

<T>

РЭ

Я

H

s

CO

X

F

4

<T>

РЭ

Я

H

s

CO

X

p

>

n

X

td

X

p

>

n

X

td

X

p

>

n

X

td

X

p

00

00

00

Js)

JS)

JS)

LtJ

LtJ

Ъо

LtJ

Ъо

VO

Продолжение таблицы 2

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-1 ЮкВ, яч.15, BJI 1 ЮкВ Амурская ТЭЦ-1 -Амурмаш-ЛДК №1 (С-89)

Счетчик

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-1 ЮкВ, яч.8, В Л-1 ЮкВ Амурская ТЭЦ-1 -Падали-Эльбан №2 (С-88)

Счетчик

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-1 ЮкВ, яч.11, ВЛ-110кВ Амурская ТЭЦ-1-Эльбан №1 (С-87)

Счетчик

о\

н

х

н

X

н

X

i?

Ю

to

00

I

о

00

H

сr>

о

о

iо*

iо*

ю

ю

00

I

о

00

iо*

н

н

II

JO

СП

H

II

JO

сr>

ю*

ю

-р*.

ю

00

I

о

00

to

i-C

Ю II

о ^ -р*.

to

^ 9

i-C

Ю || о ^

н

н

VO Ю On

VO Ю On

ю

-р*.

I

о

-р*.

.V о иг bJ

о

о

JO

IO

8'£

Sa

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

о

о

о

о

О

о

0

(J

н

1

н

о

OJ

0

(J

н

1

н

о

OJ

О

(J

Н

■

н

о

OJ

н

td

ю

ю

132000

132000

132000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 рег. № 53992-13

о\

Tf

о

рэ

Я

н

К

со

X

р

SQ

TI

<т>

РЭ

Я

н

К

со

X

р

SQ

TI

<т>

РЭ

Я

н

К

со

X

Р

SQ

>

п

X

со

X

р

SQ

>

п

X

со

X

р

SQ

>

п

X

со

X

р

SQ

ю

Ю

ю

td

о

<т>

*1

о

Й

к

о

н

о

со

чУ1

“о

yi

“о

yi

“о

К

о

н

00 'Л

Продолжение таблицы 2

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.1, BJI 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Комсомольская (С-71)

Счетчик

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-1 ЮкВ, яч.2, ВЛ 1 ЮкВ Амурская ТЭЦ-1 -Хурба (С-72)

Счетчик

VO

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.13, ВЛ 110кВ Амурская ТЭЦ-1 -Амурмаш-ЛДК №2 (С-90)

Счетчик

н

х

н

X

н

X

iо*

ю

-р*.

ю

00

I

о

00

^ НН Н

Ю ^ II

^ S я

£ Л £

о ^ ^ “о

^    нн    н

Ю    ^    II

^    S    о

£    11    й

^    НН    Н

OJ    W    II

о!    л    я

^    л    £

о    ^    ^

00    V.

о

о

о

о

о

о

о

о

н

н

н

н

VO

Ю    а\

о    о

о    Q

ON    ^

VO

Ю    On

о    о

о    Q

ON    ^

VO

Ю    On

о    о

о    Q

On    ^

о

g-'b

о

о

оо

сл

о

00

о

-р*.

о

о

о

о

>

ю

ю

>

td

>

ю

>

И

и

>

о

о

о

о

о

о

>

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

О

(J

Н

■

-Р*.

Н

о

LtJ

к

к

к

К

К

н

и

К

К

ю

ю

132000

132000

132000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 рег. № 53992-13

On

TI

<т>

РЭ

я

н

К

со

X

Р

TI

<т>

РЭ

Я

н

К

со

X

р

TI

<Т>

РЭ

Я

н

К

со

X

р

>

п

X

СИ

X

р

>

П

X

со

X

Р

>

П

X

со

X

Р

Ю

ю

ю

-р*.

-р*.

OJ

Ъо

чУ1

"о

чУ1

"о

yi

"о

Продолжение таблицы 2

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-3 5кВ, яч.10, BJI 35кВ Амурская ТЭЦ-1 -Центральная №2 (Т-4)

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 1 секция-3 5кВ, яч.З, BJI 35кВ Амурская ТЭЦ-1 - Центральная №1 (Т-2)

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-11 ОкВ, яч. 10, ОМВ-1 ЮкВ

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

тт

ТН

тт

ТН

тт

н

X

н

X

II

1°* W ни

о £

о\ о ^ о II

00 ^

OJ

о

о

н

X

w ни

о 5* 8 "

oj 'Ui

о

о

н

^ ни

л

Ю II

Л

о ^ -р*.

н

II

JO

СП

о

о

о

о

н

is>

^ S О

Ю II ^

U)

8 " О On

н

VO

Ю    On

о    о

о    Q

On    ^

СП

о

-р*.

О -Ltl

о

00

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

о

о

о

о

о

о

о

(J

Н

■

-р*.

Н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

н

td

ю

ю

42000

42000

132000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 рег. № 53992-13

On

TI

<т>

РЭ

п

X

со

X

РЭ

TI

о

РЭ

п

X

со

X

РЭ

TI

о

РЭ

п

X

со

X

РЭ

>

я

Н

К

со

X

РЭ

>

Я

н

К

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

рэ

Js)

JS)

1S)

1S)

1S)

-Р*.

"to

-Р*.

"to

чУ1

"о

Продолжение таблицы 2

Ov

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.9, BJI 35 кВ Амурская ТЭЦ-1 -КТПН -Городская №2 (Т-3)

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 1 секция-35кВ, яч.2, BJI 35кВ Амурская ТЭЦ-1 - КТПН -Городская №1 (Т-1)

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35 кВ, 1 секция-3 5 кВ, яч.1, BJI 35кВ Амурская ТЭЦ-1-АГМК №1 (Т-5)

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

х

H

X

II

io* bJ £ О

5 g

OJ u

oo

W

W

н

сr>

IO'

^1

VO

00 ^

3 2? g ii

oj 'Ui

о

о

3 2? g и

^ о oj 'Ui

о

о

IS) ^ II

^ А Я £ 11 £

о

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

О

о

о

о

о

о

О

(J

Н

■

н

£

о

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

10500

42000

42000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 per. № 53992-13

Ov

Tf

о

РЭ

п

X

со

X

рэ

TI

О

рэ

п

X

СИ

X

рэ

TI

<т>

РЭ

п

X

со

X

рэ

>

я

Н

К

со

X

рэ

>

Я

н

К

со

X

р

>

Я

н

К

со

X

рэ

JS)

JS)

JS)

Ю

ю

Ю

jP*.

LtJ

"vO

VO

Продолжение таблицы 2

ю

о

VO

00

Амурская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, 2 секция-35кВ, яч.11, BJI 35кВ Амурская ТЭЦ-1-АГМК №2 (Т-6)

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-бкВ, яч.1, Фидер 1В

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-бкВ, яч.1, Фидер 1А

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

д

н

д

II

ON

о

о

о

о

о

н

II

JO

'Л

^    н'

Ф    д

ю    II

2    о

00    §

?    о

о    ^

^    о о

iо*

Ov

^1

OJ

00

iо*

^1

VO

00 LT, “

| о

< сл

^    S3    «

Z    3    н

ю II    II

2    00    О

'    2    In

оо    ^    м 00

^    НН Н

OJ    W II

о!    л я

^    Л £

о    ^ ^ 00 >.

н

w нн

о 5* 8 "

oj 'Ui

о

о

у О

л

Ю ||

Л

о ^

JO

'Л

сг>

ю

>

>

ю

>

>

Ю

>

ю

>

ю

Ю

о

о

о

О

О

О

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

О

(J

Н

■

-Р*.

н

о

OJ

я

Я

Я

Я

VO

VO

2400

9600

10500

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 рег. № 53992-13

о\

Tf

о

РЭ

п

д

со

Д

рэ

TI

<т>

РЭ

п

д

со

Д

рэ

TI

<т>

РЭ

п

д

со

Д

рэ

>

я

Н

д

со

Д

Р

>

Я

н

д

со

д

Р

>

Я

н

д

со

д

РЭ

JS)

JS)

JS)

Ю

Ю

ю

OJ

"vO

чУ1

vo

Продолжение таблицы 2

ю

LtJ

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-бкВ, яч.6, Фидер 6В

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-бкВ, яч.6, Фидер 6А

Амурская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-бкВ, яч.2, Фидер 2В

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

н

н

о

о

о

о

о

н

X

о

о

о

о

о

н

С\

о

н

^    S3    «

Z    3    н

Ю    II    II

2    О

2    2 сл

00    ^

^    S3    «

Z    3    н

Ю    II    II

2    w    о

2    °    ^

00    ^

ю

ON

On О 1й

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

О

о

о

о

о

о

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

н

Я

О

7200

3600

7200

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 рег. № 53992-13

о\

Tf

о

рэ

п

X

со

X

рэ

TI

<т>

рэ

п

X

со

X

рэ

TI

<т>

рэ

п

X

со

X

рэ

>

я

Н

К

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

р

>

Я

н

К

со

X

р

Js)

JS)

JS)

1S)

to

to

VO

"to

"to

Примечания

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)1ном, соБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.

4    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

5    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в Таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Лист № 15 Всего листов 18

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-    попытка несанкционированного доступа;

-    факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    ИВК.

-    наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

-    ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована);

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-011-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 09.02.2018 г..

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;

-    по МИ 3195-2009 Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    по МИ 3196-2009 Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-    для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;

-    термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения