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» 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 выход 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 по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов единого календарного 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.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 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 - Сведения о программном обеспечении

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

to

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - "Комсомольская ТЭЦ-2" С-83

Счетчик

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - ПС "Привокзальная"

С-75

Счетчик

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - ПС "К" С-76

Счетчик

н

H

LtJ

On

On

VO

^1

I

О

00

bJ

On

On

VO

^1

i

О

oo

Vl

Сr>

Vl

ся

>

td

>

td

О

О

>

>

>

td

td

td

td

О

n

О

n

>

0 (J

н

1

-(^

H

n

(j

H

I

-(^

H

О

(J

H

■

-P*.

H

н

td

н

td

о

LtJ

о

LtJ

о

LtJ

to

to

to

to

о

oo

о

-(^

о

о

о

^1

Vl

о

оо

о

-Р*.

о

о

о

VO

О

00

LtJ

On

LtJ

о

VO

о

оо

LtJ

VI

00

LtJ

132000

132000

On

132000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Per. № 53992-13

4

CD

P3

n

X

a

X

p

4

CD

РЭ

n

X

a

X

p

>

n

X

a

X

p

>

n

X

a

X

p

>

n

X

a

X

p

о

P

n

X

a

X

p

00

Js)

"vi

JO

"vi

JO

"vi

VO

to

to

to

td

о

CD

l—I

0

1    5=1 8 g

о H a ^

,_, Ю*

LtJ

"vo

LtJ

"vo

LtJ

"vo

о\

о

и

*

cd

X

X

cd

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

ю

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

BJI-35 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - ПС Западная" №1 Т-163

Счетчик

В Л-3 5 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - ПС Западная" №2 Т-174

Счетчик

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 - "Комсомольская ТЭЦ-2" С-84

Счетчик

ю*

Ю

н

сг>

^1

ю

-р*.

I

о

-р*.

td

>

td

>

td

>

td

>

td

td

>

О

о

О

о

О

о

>

0 (J

н

1

-р*.

н

о

О

(J

Н

■

н

о

0 (J

н

1

-р*.

н

£

о

Н

td

ю

ю

о

оо

о

-Р*.

о

о

о

ю

о

о

^1

ю

ю

о

On

о

VO

о

ю

ю

ю

ю

ю

ю

ю

-р*.

ю

42000

42000

On

132000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

Tf

о

рэ

Я

Н

К

со

X

р

TI

о

РЭ

Я

н

К

со

X

р

TI

о

РЭ

п

X

со

X

Р

>

п

X

со

X

Р

>

п

X

со

X

Р

>

п

х

со

X

р

JS)

'ui

Js)

'ui

JS)

'lyi

VO

IS)

IS)

IS)

td

о

CD

Ч

0

1    5=1 8 s

н 2 о н а ^

,_, Ю'

-Р*.

LtJ

"vO

ю

ВЛ-35 кВ "Комсомольская ТЭЦ-1 -ЭТЗ" Т-161

Счетчик

о

и

%

cd

X

X

cd

н

рз

04

и

X

с

Е

ю

ГРУ-6 кВ Фидер №9

ГРУ-6 кВ Фидер №7

IS)

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ю*

Ю

^1

Vi

ю

-р*.

I

о

-р*.

ю*

Ю

^1

Vi

ю

-р*.

I

о

-р*.

ю*

Ю

^1

VI

ю

-р*.

I

о

-р*.

О td >

td

>

td

>

td

>

td

>

О

О

О

о

О td >

О

(J

Н

■

н

£

о

OJ

О

(J

Н

■

-Р*.

н

£

о

OJ

О

(J

Н

■

-Р*.

н

о

OJ

-р*.

VO

On

о

VO

о

VI

-Р*.

-Р*.

OJ

о

о

^1

ю

ю

о

LtJ

о

VO

о

VI

VI

ю

о

^1

ю

ю

ю

LtJ

ю

^1

VI

ю

ю

7200

12000

On

42000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150247 Рег. № 53992-13

TI

о

рз

П

X

со

X

Р

TI

О

рз

п

X

СИ

X

р

TI

о

рз

п

X

СИ

X

Р

>

п

X

со

X

Р

>

п

X

со

X

р

>

п

X

со

X

р

00

JO

"vi

JO

"vi

to

IS)

00

td

о

CD

Ч

0

1    5=1 8 s

н 2 о н а ^

,_, Ю*

JS)

"-J

OJ

Ъо

"to

"to

Продолжение таблицы 2

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)Тном, 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 измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

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 на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-112-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.11.2016 года.

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, 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, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    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 эксплуатационном документе.

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