Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ГидроОГК" (филиал "Камская ГЭС")

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ГидроОГК» (филиал «Камская ГЭС») (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «ГидроОГК» (филиал «Камская ГЭС») сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

автоматизированный расчет потерь от точки измерений до точки учета;

периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S, 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746, напряжения (TH) классов точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа классов точности 0,2S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 0,2 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (52 точки измерений).Высоковольтные линии электропередачи ВЛ 220 кВ (точки измерений 1-4, 20) соединены с системами шин электростанции через два выключателя на одно присоединение; ТТ трансформируют токи, истекающие через выключатели от каждой из 2-х систем шин, на ВЛ ТТ не установлены. ВЛ 110 кВ (точки измерений 5-12, 21) соединены с системой шин электростанции по полуторной схеме включения через три выключателя на два присоединения: два ТТ трансформируют токи, протекающие через шинные выключатели от каждой из систем шин, третий ТТ - ток, протекающий через 3-й выключатель, на перемычке между двумя ВЛ (ТТ типа SAS 145) на ВЛ ТТ не установлены. ТТ типа SAS 145 имеют две вторичные измерительные обмотки.

2-й уровень - 1 устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «RTU-325», каналообразующую аппаратуру (конвертеры МОХА NPort5430I, медиаконвертеры signamax 065-1110i, конвертер RS-485/RS-232, GSM-модем Siemens ТС-35, switch 065-734И).

3-й уровень (ИВК) - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру (switch 065-734li), сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (5 АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные линейные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии (точки измерений 13-19, 22-52). В точках измерений 1-4, 20 на токовые входы счетчиков поступает сумма трансформированных токов, протекающих от каждой из 2-х систем шин. В точках Измерений 5-12, 21 на токовые входы счетчика поступает разность трансформированных электрических токов, соответствующих токам, протекающим через шинный выключатель и перемычку между ВЛ.

В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где происходит ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), состоящей из устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника. Время УСПД RTU-325 синхронизировано с временем УССВ, погрешность синхронизации не более ±1 с. Сличение времени сервера БД с временем RTU-325 осуществляется каждые 30 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±10 мс. Сличение времени счетчиков ЕвроАльфа с временем УСПД RTU-325 каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 4- 1,02) UH0M; ток (1 + 1,2) IH0M, coscp = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 +1,1) UH0M; ток (0,02+ 1,2) 1ном для измерительных каналов № 1-4, 6, 9-14, 20-21;

- параметры сети: напряжение (0,9 +1,1) UH0M; ток (0,05+ 1,2) 1ном для измерительных каналов № 5, 7-8, 15-19,22-52;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 20 до +55 °C; для УСПД от минус 10 до +50 °C и сервера от + 15 до + 35 °C;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos<p = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до + 35 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Значение характеристик погрешности измерения электроэнергии рассчитаны для нормального режима работы, при котором все выключатели включены (ВЛ питается одновременно от двух систем шин); токи, протекающие через выключатели от каждой из 2-х систем шин рассматриваются как синфазные.

8. Значения характеристик погрешности измерений электроэнергии рассчитаны для нормального режима работы, при котором все выключатели включены (ВЛ питаются одновременно от двух систем шин), токи, протекающие через шинные выключатели от каждой из 2-х систем шин рассматриваются как синфазные, переток электроэнергии через перемычками между системами шин равен нулю.

9. Значения характеристик погрешности измерений электроэнергии рассчитаны для режима работы, при котором один из шинных выключателей выключен, а обе ВЛ питаются от одной системы шин, действующие значения токов ВЛ равны друг другу, ближайший к точке измерений шинный выключатель отключен.

10. Значения характеристик погрешности измерений электроэнергии рассчитаны для режима работы, при котором один из шинных выключателей выключен, а обе ВЛ питаются от одной системы шин, действующие значения токов ВЛ равны друг другу, ближайший к точке измерений шинный выключатель включен.

11. Значения характеристик погрешности измерений электроэнергии рассчитаны для нормального режима работы, при котором все выключатели включены (ВЛ питаются одновременно от двух систем шин), токи, протекающие через шинные выключатели от каждой из 2-х систем шин рассматриваются как синфазные, действующие значения тока ВЛ 110 кВ Шлюзовая I равно 2% от номинального значения.

12. Значения характеристик погрешности измерений электроэнергии рассчитаны для режима работы, при котором один из шинных выключателей выключен, а обе ВЛ питаются от одной системы шин, действующие значения тока ВЛ 110 кВ Шлюзовая I равно 2% от номинального значения, ближайший к точке измерений шинный выключатель включен.

13. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика,

- УСПД,

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик -хранение в энергонезависимой памяти профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 60 суток; время сохранения информации при отключении питания - не менее 5 лет при 25°С, не менее 2 лет при 60°С

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии выработанной за месяц по каждому каналу - 100 суток; сохранение информации при отключении питания - 3 лет.

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГидроОГК» (филиал «Камская ГЭС»).

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГидроОГК» (филиал «Камская ГЭС») определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГидроОГК» (филиал «Камская ГЭС»). Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2007 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты.

ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- счетчики - по методике поверки «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа Евро АЛЬФ А (ЕА)». Методика поверки;

- УСПД «RTU-325» - по методике поверки «Комплексы аппаратно-програмных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300». Методика поверки» ДИЯМ.466453.005 МП.

Радиоприемник УКВ диапазона, принимающий сигналы службы точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94.         Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех

нические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГидроОГК» (филиал «Камская ГЭС») утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.