Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ТЭЦ-3 ГУ ОАО "ТГК № 2" по Ярославской области

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области (далее по тексту - АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, доя осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭ по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров элекзропотреб)гения, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области представляет собой многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-6 АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

• 1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (TH), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цели и технические средства присма-иередачи данных.

• 2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), включающее в себя приемник GPS-сигналов, подключенный к УСПД. технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. ИВКЭ состоит из специализированных промконтроллеров, обеспечивающих интерфейсы доступа к ИИК и технических средств приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры);

• 3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), а так же совокул-лист № 2 Всего листов 8 кость аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

В точках учёта энергии установлены высокоточные средства учёта - электронные счётчики, подключенные к сетям высокого напряжения через измерительные трансформаторы тока и напряжения. Для расчета электрической энергии, потребляемой за определенный период времени, необходимо итерировать во времени мгновенные значения мощности.

Сигналы, пропорциональные напряжению и току в сети, снимаются с вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения и поступают на вход преобразователя счетчика. Измерительная система преобразователя перемножает входные сигналы, получая мгновенную потребляемую мощность. Этот сигнал поступает на вход микроконтроллера счетчика, преобразующего его в Вт-ч и, по мере накопления сигналов, изменяющего показания счетчика. Микроконтроллер считывает и сохраняет последнее сохраненное значение. По мере накопления каждого Вт-ч, микроконтроллер увеличивает показания счетчика.

На уровне ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области осуществляется автоматический сбор данных с ИВКЭ ( УСПД ), ведётся статистика по связи и протоколы событий в системе.

ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области:

♦ выполняет опрос значений результатов измерений, хранящихся в базе данных ИВКЭ;

♦ выполняет опрос состояний средств измерений, хранящихся в базе данных ИВКЭ, включая:

• журналы событий ИВКЭ;

♦ данные о состоянии средств измерений со всех ИИК, обслуживаемых данным ИВКЭ;

• осуществляет информационный обмен с заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента «по запросу» о состоянии объектов измерений, включая состояния выключателей, разъединителей, трансформаторов энергоустановки.

В результате сбора информации о результатах измерений, составе, структуре объекта измерений в ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области проводится структуризация информации, формирование разделов баз данных по результатам измерений, состоянию средств измерений и состоянию объектов измерений. На основе анализа собранных данных определяются необходимые учетные (интегральные) показатели измеренных параметров посредством соответствующей обработки полученных данных.

В ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области обеспечена возможность информационного взаимодействия с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) главного управления ОАО «Территориальная генерирующая компания N 2» по Ярославской области (АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области) регистрационный номер Госрсест-ра 34587-07.

Для ведения электронного архива коммерческих и контрольных данных в ИВК АИИС КУЭ ТЭ1Д-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области используются системы управления реляционными базами данных с поддержкой языка SQL (Database Language SQL).

Взаимодействие между ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-3 1У ОАО «11 К-2» по Ярославской области и заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента осуществляется по основному и резервному каналу связи, Основной канал связи организован по электронной почте пересылкой xml-макетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

♦ периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращении электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

лист № 3

Всего листов 8

• хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

• 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 (коррекция времени);

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутныс данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи поступает в ИВКЭ (УСПД), где производится обработка измерительной информация (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.

Коммуникационный сервер при помощи программного обеспечения (ПО), один раз в сутки, опрашивает ИВКЭ (УСЦЦ) и считывает с него 30 минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки. Считанные значения записываются в базу данных. Сервер БД производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности. В автоматическом режиме раз в сутки сервер БД считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML в ОАО «АТС», ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области и другие заинтересованные организации.

Описание программного обеспечения

Программные средства содержат: базовое (системное) ПО (Windows ХР Pro SP2,), включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД SQL) и прикладное ПО «Энергосфера», ПО «АльфаЦентр» производства ООО «ЭльстерМетроника» г, Москва.

АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с точностью нс хуже ±5 с/сутки. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, УСПД, СБД). В качестве базового прибора СОЕВ используется УССВ на базе приёмника GPS-сигналов.

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Состав измерительных каналов ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области показан в таблице 1

Таблица 1 - Состав измерительных каналов ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области показан в таблице 1

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» ио Ярославской области приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики измерительных каналов ЛИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области_________

Примечания

I. Погрешность измерений S;(2^ и Sip)%Q для cos<p^l,0 нормируется от !;%, а погрешность измерений 8;р)%р и      для cos (р< 1,0 нормируется от hr»

2, Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30мин.).

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

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)-Ином, ток (1 + 1,2)1ном, cos<p-*0,9 инд;

• температура окружающей среды (20±5) V

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области:

• напряжение питающей сети (0,9... 1,I)-Uhqm, ток (0,0/... Л2)-1ном;

• температура окружающей среды:

счетчики электроэнергии ЕвроАяьфа от минус 40   до плюс 70 °C:

контроллеры RTU-325 от минус 40 °C до плюс 85 °C;

трансформаторы тока по ГОСТ 7740;

трансформаторы напряжения поГОСТ 1983.

лист Ns б

Всего листов 8 б. Трансформаторы така по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по 1 'ОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Показатели надежности комплектующих устройств компонентов АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области:

• - счетчики - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов,

• УСПД (RTU-325) - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов

• резервирование питания в АИИС осуществляется при помощи устройств бесперебойного электропитания (UPS), обеспечивающих стабилизированное бесперебойное питание элементов АИИС при скачкообразном изменении или пропадании напряжения (бестоковая пауза, не вызывающая сбоев в работе сервера - 30 мин).

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 1часа;

• для сервера Тв < 1 час;

• для модема Тв < 1 час;

• для ИВКЭ (УСПД) RTU-325 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 счечиков защищены механическими пломбами;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере (АРМ);

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• фактов параметрирования счетчика;

• фактов пропадания напряжения;

• фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• ИВКЭ (УСПД) (функция автоматизирована);

• сервере (функция автоматизирована).

Глубина храпения информации:

• счетчики электроэнергии - до 5 лет при температуре 25 °C;

• УСПД - не менее 5 лет:

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

лист № 7 Всего листов §

МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации ЛИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» до Ярославской области типографским способом.

Комплектность

Комплектность АПИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области 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 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области Методика поверки». МП'980/446-2010 отвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростсст-Москва» в октябре 2010 г.

Средства поверки - в соответствии с НД на измерительные компоненты.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

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

• счетчик ЕвроАЛЬФА — по документу "ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки'’, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Рос-тест-Москва» в сентябре 2007 г.

• ИВКЭ УСПД RTU-325 - по документу « Устройства сбора я передача данных RTU-325 и R.TU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.» утвержденному ГСИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008г.:

• 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, диапазон измерении от минус 40 до плюс 50°С, цена деления Г’С.

Интервал между поверками - 4 года.

СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ

Измерения производятся в соответствии с документом « Методика выполнения измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области № 322/446-2006 утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Рос-тест-Москва» в декабре 2006 г

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8,596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ 8.584-2004 «ГСИ. Счетчики статические активной электрической энергии переменного тока. Методика поверки».

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

б ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

7 ГОСТ Р 52320-2005 (МЭК 62052-11:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть П. Счетчики электрической энергии.

8 ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5S. -

9 ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии (в части счетчиков реактивной энергии классов точности 1 и 2).

10 МИ 2999-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учСта электроэнергии. Рекомендации по составлению описания типа?

11 ТУ 4228-002-29056091-97 Счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАльфа. Технические условия.