Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Майская ГРЭС" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Майская ГРЭС» 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

Турбогенератор ТГ-7

Турбогенератор ТГ-4

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Турбогенератор ТГ-6

Счетчик

iо*

ю

^1

ю

I

о

iо* LtJ On On VO ^1 i

О

оо

ю*

ю

ю

■

о

-р*.

н

сг>

т

>

>

td

td

О td >

td

>

О td

>

td

>

О

n

О

О

о

(J

H

■

-P*.

H

£

о

LtJ

О

(J

H

■

H

£

о

LtJ

0 (J

H

1

-P*.

H

£

о

LtJ

К

н

£

S

X

н

£

S

н

5=1

О

H

Я

О

5=1

On

On

On

On

LtJ

to

LtJ

о

LtJ

VO

20000

20000

On

20000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. №05150144 Per. № 53992-13

hd

o>

p

з

д

CO

д

F

hd

o>

p

3

д

CO

Д

F

>

П

s

td

X

B3

>

П

X

Cd

Д

B3

>

П

X

a

Д

p

о

рэ

n

X

td

Д

p

00

Js)

JS)

VO

IS)

IS)

ю

JS)

'ui

td

о

CD

l—I

0

1    5=1 8 g

H 2 о H a ^

,_, Ю*

LtJ

JVO

Продолжение таблицы 2

Турбогенератор ТГ-9

Турбогенератор ТГ-8

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

BJI-35 кВ «Майская ГРЭС - ПС РП-1 - Южная» (Т5Ф)

Счетчик

н

ю

ю

■

о

ю

^1

ю

I

о

ю

^1

ю

I

о

сг>

td

>

>

>

О td >

>

td

td

td

О

о

О

О

О td >

0

(J

н

1

н

о

LtJ

0 (J

н

1

н

о

0 (J

н

1

н

о

OJ

Н

О

5=1

ю

ю

о

VO

о

о

00

о

ю

OJ

ю

ю

^1

LtJ

ю

^1

^1

On

28000

200000

20000

On

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. №05150144 Per. № 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)

'lyi

JS)

'ui

VO

to

IS)

IS)

td

о

CD

|—I

0

1    5=1 8 g

н 2 о н а ^

,_, Ю*

Продолжение таблицы 2

ВЛ-35 кВ «Майская ГРЭС- ПС Капитуль Тишкино» (ТЗФ)

ВЛ-35 кВ «Майская ГРЭС - ПС Эгге - Центральная» (Т2Ф)

ВЛ-35 кВ «Майская ГРЭС - ПС РП-1 - РП-4» (Т4Ф)

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

х

w ни

8 ||

OJ "vi

о

о

ю*

ю

vi

ю

■

о

-р*.

н

VI

сг>

>

>

>

>

td

td

td

td

td

О

о

о

о

о

>

0

(J

н

1

-р*.

н

0

(J

н

1

-р*.

н

0 (J

н

1

-р*.

н

Н

td

(J

W

I

U)

о

о

LtJ

о

X

5=1

ю

о

VO

о

VI

-Р*.

о

VI

о

VO

о

VI

-Р*.

о

VI

VI

о

VO

о

VI

-Р*.

ю

-р*.

VI

о

VI

а\

28000

28000

28000

о\

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. №05150144 Рег. № 53992-13

Tf

о

рз

Я

Н

К

со

X

р

TI

о

рз

Я

Н

К

со

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

Js)

"vi

JS)

"vi

JS)

"vi

VO

IS)

IS)

IS)

td

о

CD

|—1

0

1    5=1 8 g

о н а ^

,_, Ю*

-Р*.

"to

-Р*.

"ю

Продолжение таблицы 2

ВЛ-35 кВ Майская ГРЭС - ПС "Кислородная" (Т1Ф)

KJI-10 кВ «Майская ГРЭС-ТП-30» (ДЗФ)

ВЛ-35 кВ Майская ГРЭС -ПС "Эгге" (Т15Ф)

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

сг>

ю

ю

■

о

>

>

>

>

>

>

td

td

td

td

td

td

О

о

о

о

о

о

О

(J

Н

■

н

0

(J

н

1

-р*.

н

0 (J

н

1

н

Н

td

I

U)

Ul

I

<

нн

X

5=1

ю

о

LtJ

о

о

U)

о

00

о

-Р*.

о

On

оо

о

VO

о

о

о

оо

о

ю

^1

ю

ON

6000

28000

28000

о\

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. №05150144 Рег. № 53992-13

Tf

о

рэ

Я

Н

К

со

X

р

TI

cd

рэ

Я

н

К

со

X

р

TI

cd

рэ

Я

н

К

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

р

>

Я

н

К

со

X

р

00

Js)

Js)

JS)

ю

ю

ю

td

о

CD

|—1

0

1    5=1 s    g

н    2

о    н

а    ^

,_,    Ю*

Продолжение таблицы 2

On

КЛ-10 кВ Д6Ф

КЛ-10 кВ Д4Ф

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

КЛ-10 кВ Д7Ф

Счетчик

ю*

ю

vi

ю

■

о

н

II

JO

"vi

сг>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

td

>

О

О

о

о

о

о

>

0

(J

н

1

н

0 (J

н

1

н

0 (J

н

1

н

Н

О

5=1

Н

О

5=1

о

о

о

LtJ

ю

ю

ю

ю

о

00

о

VI

о

VO

ю

о

VO

о

VI

ю

ю

^1

о

00

о

VI

о

00

VO

ю

ю

VO

^1

ю

ю

VO

^1

VI

2000

2000

ON

2000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. №05150144 Рег. № 53992-13

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. №05150144 Рег. № 53992-13

TI

о

рз

Я

Н

К

со

X

Р

TI

CD

РЗ

Я

н

К

со

X

р

TI

CD

рз

Я

н

К

со

X

р

>

я

н

К

со

X

р

>

я

н

К

со

X

Р

>

я

н

К

со

X

р

JS)

"vi

JO

"vi

JS)

"vi

VO

to

IS)

IS)

td

о

CD

|—I

0

1    5=1 8 g

н 2 о н а ^

,_, Ю*

4^ 00

Продолжение таблицы 2

VO

ЗРУ-10 кВ, ячейка 12, ввод ВКЛ-10 кВ (Д8Ф)

КЛ-10 кВ Д9Ф

Счетчик

Счетчик

ТН

тт

ТН

тт

ТН

тт

ТП-1 10/0,4 кВ ввод 0,4 кВ силового трансформатора ТСН-11

Счетчик

ю

о

ю*

ю

ю

■

о

н

II р сг>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

td

>

О

о

о

о

о

о

>

0

(J

н

1

н

О

(J

Н

■

н

0 (J

н

1

н

Н

я

О

5=1

о

о

о

LtJ

о

vo

о

оо

о

о

оо

^1

^1

о

VO

о

о

ON

о

VO

о

о

^1

VO

VO

о

ю

80

1500

2000

о\

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. №05150144 Рег. № 53992-13

Tf

о

РЭ

п

х

со

Я

Р

hd

о>

рэ

3

к

со

я

р

hd

о>

р

з

к

со

X

р

>

п

К

D3

X

В3

>

П

К

D3

Д

В3

К

со

X

Р

00

ю

Js)

'ui

JS)

'ui

VO

IS)

IS)

td

о

CD

l—I

0

1    5=1

8 g

H 2 о H

Cd ^

,_, Ю*

LtJ

'bj

\si

“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, еоБф = 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 «Майская ГРЭС» 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 206.1-107-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Майская ГРЭС» 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;

-    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 поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Майская ГРЭС» 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