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

Назначение

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

Райчихинская ГРЭС, ОРУ-220 кВ, яч. 9,

BJI 220 кВ Райчихинская ГРЭС - Завитая №2

Райчихинская ГРЭС, ОРУ-220 кВ, яч. 8,

BJI 220 кВ Райчихинская ГРЭС - Завитая №1

Райчихинская ГРЭС, (ЭРУ-220 кВ, яч. 3,

BJI 220 кВ Райчихинская ГРЭС - Архара №2

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

ю

н

д

н

X

н

« II

л я

11 £

JO

сг>

*    Я

^ нн    Н

Ю ^    II

2    о

ю

ю

о

о

о

о

ю

ю

о

о

о

о

н

н

ю

0 -р*. -р*.

1

о

ю

0 -р*. -р*.

1

о

ю

-р*.

I

о

-р*.

О    On

On    о

о    Q

ON    ^

сг>

ю

сг>

о

о

о

о

ю

>

>

ю

>

>

Ю

>

>

ю

ю

ю

о

о

о

о

о

О

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

0

(J

н

1

-р*.

н

о

о

(J

Н

■

-р*.

Н

о

н

е

со

ю

ю

о

СП

440000

440000

(J

W

о сг> О .’1 S

О io1 о О

о

264000

On

>

п

X

СИ

X

р

>

П

X

со

Д

Р

<т>

рэ

п

X

со

Д

Р

<т>

РЭ

п

X

со

X

р

<Т>

РЭ

3

Д

со

д

р

К

со

X

Р

ю

Ю

ю

-р*.

-р*.

-р*.

чУ1

"о

чУ1

"о

чУ1

"о

Продолжение таблицы 2

Счетчик

ТН

ТТ

ТТ

ТН

ТТ

Райчихинская ГРЭС, 0РУ-1Ю кВ, яч.1;

BJI 110 кВ Райчихинская ГРЭС- Бурейск I

Счетчик

Райчихинская ГРЭС, ОРУ-1Ю кВ, яч.8; ОМВ-1Ю кВ

ТН

VO

Райчихинская ГРЭС, ОРУ-1Ю кВ, яч.4,

BJI110 кВ "Райчихинская ГРЭС-Бурея-тяга"

Счетчик

н

я

н

Я

н

X

io* Н

ю W II

Я S о

сг>

н

н

ю*

Ю «

SiSo

£ Л £

о ^ ^

"о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

ю

-р*.

ю

00

I

о

LtJ

ю

-р*.

ю

00

I

о

LtJ

ю

-р*.

ю

00

I

о

LtJ

н

н

н

''I 9

1-С

Ю II -р*.

I 1-^

о

-р*.

VO

^1

ю

о

VO

^1

ю

о

JO

'Л

сг>

-р*.

о

о

-р*.

о

о

-Р^ о § ^ - сл

ю

-р*.

JO

IO

JO

IO

JO

IO

о

-р*.

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

LtJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

LtJ

О

(J

Н

■

-Р*.

Н

о

LtJ

88000

88000

(J

W

о m S ri g

Лч ^ о io* о ^ § о

88000

On

TI

<т>

РЭ

3

к

со

я

р

SQ

TI

о

рэ

п

я

со

Я

р

SQ

TI

<т>

РЭ

П

я

со

Я

Р

SQ

>

п

Я

со

я

р

SQ

>

п

я

со

я

р

SQ

>

п

я

со

я

Р

SQ

Js)

"to

JS)

"to

JS)

"to

-1^

"to

-1^

"to

чУ1

"о

чУ1

ъ>

чУ1

"о

VO

"to

Продолжение таблицы 2

_to_

Райчихинская ГРЭС, ОРУ-1Ю кВ, яч.2;

BJI 110 кВ Райчихинская ГРЭС- Бурейск II

Райчихинская ГРЭС, ЭРУ-35 кВ, яч.13;

ВJI 3 5 кВ Райчихинская ГРЭС - Широкий

Райчихинская ГРЭС, ОРУ-1Ю кВ, яч.5;

BJI 110 кВ Райчихинская ГРЭС-Михайловка

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

3

-Р^ о § ^ ^ т

н

Д

н

_ д

io* II 00

iо*

''I    9

Ю    ||

о    ^

%    3

ю    Ч

^    " U)

U)    о

сЬ    Я

On    ^

н

н

ю*

о

о

о

о

н

ю

-Pi.

ю

00

I

о

н

н

''I 9 1-С

Ю II

о ^ -Pi.

VO

^1

ю

о

JO

'ui

сг>

JO

'ui

т

-Pi.

о

о

о

о

о

о

о

JO

IO

I

-Pi.

VO

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

-Pi.

н

о

OJ

0

(J

н

1

-Pi.

н

о

OJ

н

td

On

I

IS)

21000

88000

88000

(J

О 2 У

'f ц, I

А w О io1 о

VO § О

On

TI

<т>

РЭ

3

к

со

X

р

hd

о>

р

з

д

со

д

Р

hd

о>

р

3

д

со

д

р

>

П

К

со

д

В3

>

п

Д

со

д

В3

>

П

X

со

Д

Р

JS)

IS)

IS)

to

-Pi.

-Pi.

"to

-Pi.

.У1

о

^У1

о

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 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 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

- среднее время восстановления работоспособности, ч

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.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-042-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Райчихинская ГРЭС» филиала «Амурская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 07.02.2018 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.03 - 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» 10.09.2004 г.;

-    для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 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 «Райчихинская ГРЭС» филиала «Амурская 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 «Райчихинская ГРЭС» филиала «Амурская 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