Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Уренгойской ГРЭС (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ построена на основе программного комплекса "Энергосфера" входящего в состав комплекса программно-технического измерительного (далее по тексту - ПТК) ЭКОМ (Госреестр № 19542-05) и представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-04), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи.
3-ий уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) на базе рабочей станции Proliant ML 370R03 с установленным серверным программным обеспечением ПТК "Энергосфера", а также, совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в базе данных сервера ИВК АИИС КУЭ не менее 3,5 лет, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.
Принцип действия:
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии без учета коэффициентов трансформации. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков (один раз в 30 минут).
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется:
- по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в RS-232 (счетчик - ADSL-модем - ADSL-модем - УСПД);
- по интерфейсу RS-485 (счетчик - радиомодем - радиомодем - УСПД).
В УСПД осуществляется хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
УСПД передает информацию на сервер баз данных, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений. Передача данных на сервер осуществляется по интерфейсу RS-232 (УСПД - сервер БД).
На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются в СБД на «жестком» диске.
Информация с СБД может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Передача информации заинтересованным субъектам происходит по основному и резервному каналам передачи данных:
- основной канал: по сети интернет (сервер БД - коммуникационный сервер - сеть интернет - участники оптового рынка);
- резервный канал: по сотовой связи (сервер БД - GSM-модем - сеть интернет -участники оптового рынка).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник входит в состав УСПД (ЭКОМ-3000). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию шкал времени компонентов АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени УСПД и сигналов GPS-приемника происходит ежесекундно. Ход часов УСПД не превышает ± 0,1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 3 с.
Сличение шкалы времени сервера (СБД) со шкалой времени УСПД (ЭКОМ-3000) осуществляется каждые 2 минуты. Коррекция времени выполняется при обнаружении рассогласования сервера и УСПД более чем на ± 2 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО сервера БД, ПО АРМ на основе программного комплекса "Энергосфера".
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПО "Энергосфера" | 6.4.63.677 | c237bb9a4771889cd215cb0e1ee1f3b6 | AdCenter.exe | MD5 |
| 2311196f909abc65256c2276a41688ca | AdmTool.exe |
| 817660465ef8719051338d26e050bcc0 | AlarmSvc.exe |
| 0480edeca3e13afae657a3d5f202fc59 | archiv.exe |
| f42b3 8cca81558dc536e63ed29c7f477 | config.exe |
| 3d169ef92523df2292560c372dd0c27d | ControlAge.exe |
| c9fce49f9a50059470ce3ace8f8c4ab8 | expimp.exe |
| e2c7bbd88f67f3abb781222b97ded255 | HandInput.exe |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Уренгойской ГРЭС.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Уренгойской ГРЭС в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование объекта | Состав 1-го и 2-го уровней ИИК | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 37 | ПС «Головная» яч.10 ВЛ-6 кВ (ООО «Транс-ремстрой») | ТОЛ 10-I кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 10586, 10583 Госреестр № 15128-01 | НТМИ 6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 878 Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02М кл. Т 0,5S/1,0 Зав. № 0808080166 Госреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Зав.№ 07071728 Госреестр № 17049-04 | активная реактивная |
| 38 | ПС «Промплощадка» яч.33 ВЛ-6 кВ (ЗАО «Уренгойгидромехани-зация») | ТОЛ-10-I кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 54659, 54657 Госреестр № 15128-07 | НТМИ 6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7992 Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М кл. Т 0,5S/1,0 Зав. № 0805111603 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §5 %, I5 %^ I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %^ I изм< I 100 % | §100 %, I100 %^ I изм~ I 120 % |
| 37, 38 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5s) | 1,0 | ± 2,5 | ± 1,9 | ± 1,8 |
| 0,9 | ± 2,9 | ± 2,0 | ± 1,8 |
| 0,8 | ± 3,3 | ± 2,2 | ± 2,0 |
| 0,7 | ± 3,9 | ± 2,5 | ± 2,1 |
| 0,5 | ± 5,7 | ± 3,3 | ± 2,7 |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §5 %, I5 %^ I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %^ I изм< I 100 % | §100 %, I100 %^ I изм~ I 120 % |
| 37, 38 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ± 7,7 | ± 5,5 | ± 5,0 |
| 0,8 | ± 6,2 | ± 4,9 | ± 4,6 |
| 0,7 | ± 5,6 | ± 4,7 | ± 4,5 |
| 0,5 | ± 5,1 | ± 4,5 | ± 4,4 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Ыном до 1,02^Ыном;
- сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cosф=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети ОЛ/Ыном до 1,1-ином,
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК 37, 38.
- температура окружающей среды:
- для счетчиков от минус 15 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2003;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2003.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСПД (ЭКОМ-3000) - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов.
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков Тв < 24 часа;
- для УСПД (ЭКОМ-3000) Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (ЭКОМ-3000), сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 10 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
- ЭКОМ-3000 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 Трансформатор тока | ТОЛ 10-I | 2 |
| 2 Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 2 |
| 3 Трансформатор напряжения | НТМИ 6-66 | 2 |
| 4 Счетчик | СЭТ-4ТМ.02М | 1 |
| 5 Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| 6 Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000М | 1 |
| 7 GPS-приемник сигналов точного времени (в составе УСПД ИВКЭ) | ACE III GPS | 1 |
| 8 Сервер баз данных | Proliant ML 370R03 | 1 |
| 9 ПО (комплект) | ПК "Энергосфера" | 1 |
| 10 Методика поверки | МП 1782/550-2013 | 1 |
| 11 Паспорт-формуляр | СТПА.411711.У01.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1782/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Уренгойской ГРЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в декабре 2013 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённой ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 14.12.2007 г.;
- для УСПД - по документу «ГЦИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки ПКБМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Уренгойской ГРЭС».
Свидетельство об аттестации методики измерений 018/01.00316-2011/2013 от 04.12.2013 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7. ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Счетчики статические реактивной энергии.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
