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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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 субъектам» 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

Комсомольская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.8,

ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 -Комсомольская ТЭЦ-2 №1 (С-83)

Комсомольская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.4, ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 ■ Привокзальная (С-75)

Комсомольская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.2,

ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 -К (С-76)

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

3

о

о

н

х

н

х

3

о

о

н

сг>

о

о

н

сг>

о

о

ю

>

Ю

>

Ю

>

Ю

>

Ю

>

Ю

>

о

О

О

О

О

О

0 (J

н

1

н

о

0 (J

н

1

-р*.

н

£

о

0 (J

н

1

-р*.

н

о

LtJ

Н

ю

132000

132000

132000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13

о\

Tf

о

РЭ

Я

н

К

со

X

Р

>

п

X

со

X

Р

>

п

X

со

X

Р

>

п

X

со

X

Р

<т>

РЭ

Я

н

К

со

X

Р

<т>

РЭ

Я

н

К

со

X

Р

JS)

JS)

00

IS)

IS)

IS)

JS)

td

о

cr>

*1

о

Й

к

о

н

о

со

LtJ

"vo

LtJ

"vo

LtJ

"vo

vo

К

о

н

Продолжение таблицы 2

Комсомольская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.6,

ВЛ 110 кВ Комсомольская ТЭЦ-1 -Комсомольская ТЭЦ-2 №2 (С-84)

Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.4,

BJI 35 кВ КТЭЦ-1 -Западная №1 (Т-163)

Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.7, ВЛ35 кВ КТЭЦ-1 -Западная №2 (Т-174)

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

W

3

о

о

н

Д

н

д

iо*

ю Я

0    о

£ II

1

О

iо*

н

н

w ни

g 5s

§ II

w    ни

о    5

8    ||

^    О

oj    “ai

о

о

ю*

ю*

Ю Я

0    О Ltl

ю -р*.

1

о -р*.

iо*

VO

ю

LtJ

vo vo On On

^ II IS) On

О

О

8 а

On

сг>

о

о

о

>

td

>

td

>

td

>

td

td

>

td

>

О

о

о

о

о

о

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

О

(J

Н

■

-Р*.

н

£

о

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

К

К

42000

42000

132000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 per. № 53992-13

On

Tf

о

рэ

n

X

td

д

р

SQ

TI

о

РЭ

п

X

со

Д

Р

TI

о

РЭ

п

X

со

Д

Р

>

п

X

со

д

р

>

п

X

со

д

Р

>

п

X

со

д

Р

Js)

JS)

JS)

to

IS)

IS)

OJ

"vo

Продолжение таблицы 2

to

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.2, ВЛ 35 кВ КТЭЦ-1 - Таежная (Т-166)

Счетчик

Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.8,

ВЛ 35 кВ КТЭЦ-1 -Городская №1 (Т-164)

Счетчик

Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.10, ВЛ 35 кВ КТЭЦ-1 -Городская №2 (Т-165)

Счетчик

VO

н

Д

н

д

н

д

iо*

to Я

0    о

Ltl

£ II

1    м

О

io*

LtJ

VO

VO

On

On

io*

Ю Я

0    о ^ л

£ II

1    н

о

io*

io*

to    «

0    о ^    л

£ II

1    м

о

-р*.

io*

*

н

н

н

^ w    нн

io* ^    Я

VO g    *

^ g    II

о ^    ^

о

о

^ w io* ^ «

VO g *

^ g II

о ^ ^

о

о

W

н

II

о

'Л

сл

о 5* 8 "

^dLvP oj 'Ui

о

о

VO •--J

Ю    U)

О    о

о    Я

On    ^

VO •--J

Ю    U)

о    о

о    Я

On    ^

LTx

т

сг>

т

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

I

U)

Ui

I

<

нн

X

Й

21000

28000

21000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 per. № 53992-13

On

Tf

о

РЭ

Я

н

д

со

д

р

SQ

TI

<т>

рэ

Я

н

д

со

д

р

SQ

TI

<т>

рэ

Я

н

д

со

д

р

SQ

>

п

Д

со

д

р

SQ

>

п

д

со

д

р

SQ

>

п

д

со

д

р

SQ

Js)

'ui

JS)

'ui

JS)

'ui

to

to

to

td

о

<т>

*1

о

Й

д

о

н

о

со

д

о

н

00 On

Продолжение таблицы 2

Комсомольская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, яч.1,ВЛ35 кВ КТЭЦ-1 -ЭТЗ (Т-161)

Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, яч.9, Фидер 6кВ №9

Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секция-6 кВ, яч.7, Фидер 6кВ №7

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

н

я

н

On

о

о

н

н

On

о

о

о

о

о

н

II

JO

'ui

S    *

II II

Ю    On О

0    О ^

1    О

о    ^ сл

ON    ^

^    «

Z    3 н

ю    II II

2    <^\ О 00

w ни

о 5

8 "

^jO OJ “ai

о

о

н

О ^ О Ltl О Щ LTl

Ш

о

-р*.

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

о

О

о

о

о

о

О

(J

Н

■

-Р*.

н

о

LtJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

LtJ

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

7200

12000

42000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 per. № 53992-13

On

Tf

о

РЭ

Я

н

к

со

я

р

SQ

TI

<т>

РЭ

Я

Н

К

со

Я

Р

SQ

TI

<т>

РЭ

я

н

К

со

я

Р

SQ

>

п

Я

со

я

р

SQ

>

п

Я

со

Я

Р

SQ

>

п

Я

со

Я

Р

SQ

JS)

'lyi

JS)

'lyi

Ю

Ю

00

JS)

Продолжение таблицы 2

ю

LtJ

Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.18, Фидер 6кВ №18

Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.16, Фидер 6кВ №16

Комсомольская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секция-6 кВ, яч.14, Фидер 6кВ №14

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

ON

о

н

н

X

о\

о

н

On

о

н

я

io* d w

- и Н Ю On

ю*

ю

On

н

ю

On

uj о 2 ° м 00

00

о

о

о

"ю сг>

о К) СЛ

о

о

о

о

о

о

о

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

о

о

О

О

о

о

0

(J

н

1

-р*.

н

о

0

(J

н

1

-р*.

н

о

0 (J

н

1

-р*.

н

о

н

Я

О

12000

3600

9600

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13

о\

Tf

о

рэ

Я

н

К

со

X

р

TI

<т>

РЭ

Я

н

К

со

X

р

TI

о

РЭ

Я

н

К

со

X

р

>

п

X

со

X

р

>

п

X

со

X

р

>

п

X

со

X

р

IS)

00

00

Js)

'ui

JS)

-Р*.

"to

JS)

"-J

LtJ

VO

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 0,01(0,02)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.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-037-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская 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 - ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    по МИ 3196-2009 - ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована 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 согласована 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», утвержденным 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 поверки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская 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 «Комсомольская 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