"Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии производственного подразделения Филиала ОАО "Квадра" - "Тульская региональная генерация" - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии производственного подразделения Филиала ОАО «Квадра» - «Тульская региональная генерация» - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, измерения времени в координированной шкале времени UTC.

Описание

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, средней интервальной мощности;

- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор сведений о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале координированного времени;

- 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 средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электрической энергии;

- передача результатов измерений в ПАК ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Тульское РДУ, ОАО «Квадра» в рамках согласованного регламента;

- 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 (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция времени).

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

Первый уровень системы - уровень ИИК. Уровень ИИК состоит из установленных на объекте измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, микропроцессорных счётчиков электрической энергии, подключенных к измерительным трансформаторам. Для передачи измерительной информации со счетчиков электрической энергии на уровень ИВКЭ используется интерфейс RS-485.

Второй уровень системы - уровень ИВКЭ. ИВКЭ выполняет функции сбора со счетчиков электрической энергии, хранения и передачи информации на уровень ИВК. Уровень ИВКЭ построен на базе УСПД Сикон С70. Данные на верхний уровень будут передаваться с УСПД Сикон С70 через коммутатор сети Ethernet и на установленный на Сервере БД GSM-модем, посредством основного канала (сеть Ethernet) и резервного канала (сеть GSM) соответственно.

Третий уровень системы - уровень ИВК. Уровень ИВК состоит из сервера баз данных АИИС КУЭ (SQL-сервера) и аппаратуры приема-передачи данных. К этому же уровню АИИС КУЭ относятся автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы. АРМ функ-

ционируют на IBM PC совместимых компьютерах в среде Windows ХР. АРМ подключаются к SQL-серверу через ЛВС по протоколу TCP/IP.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

- показатели режимов электропотребления;

- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;

- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за установленный интервал времени.

Уровень СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени во всех компонентах системы, где это необходимо.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии 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 времени измерений и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

УСПД, с периодичностью от 1 до 3 минут, по проводным линиям связи считывает значения мощности и текущие показания счетчиков электрической энергии, также в нём осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.

Сервер, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet опрашивает УСПД и считывает с них показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Сервер, в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электрической энергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит:

- ПО Microsoft Windows Server Standart 2003;

- ПО Microsoft SQL Server Standart 2005;

- ПО Microsoft Windows ХР;

- ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики.

Лист № 4

Всего листов 7

Номинальная функция преобразования при измерении:

- электрической энергии

Wp (Wq )=Д • Ктн • Ктт 2 • A

- электрической мощности

Р (Q)= —• -60• Ктн • Ктт ТН ТТ

2 • A ТИ

где: N - число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, имп;

А - постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВтч (квар^ч);

Ктн - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);

Ктт - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ);

Ти - время интегрирования, мин.

В столбце 9 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:

З1.а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 0,1-1ном для cosф = 0,8;

З2.а.о - границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 1ном для cosф = 0,8;

81.Р.О — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 0,1-Тном для sino = 0,6;

52.р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 1ном для sino = 0,6;

81.а.р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-Хиом для cosф = 0,8;

З2.а.р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Тном для cosф = 0,8;

81.р.р - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1-Хном для sinф = 0,6;

З2.р.р - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Тном для sinф = 0,6.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC

Нормальные условия применения:

- температура окружающего воздуха, °С

- относительная влажность воздуха, %

- атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.)

- напряжение питающей сети переменного тока, В

- частота питающей сети переменного тока, Гц

- индукция внешнего магнитного поля, мТл не более Рабочие условия применения:

- напряжение питающей сети переменного тока, В

- частота питающей сети, Гц

- температура (для ТН и ТТ), °С

- температура (для счетчиков)

- температура (для сервера, АРМ, каналообразующего

и вспомогательного оборудования), °С

- индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл

± 5 с.

от 21 до 25;

от 30 до 80;

от 84 до 106;

от 215,6 до 224,4;

от 49,85 до 50,15;

0,05.

от 198 до 242;

от 49 до 51;

от -35 до 40;

от 5 до 35;

от 10 до 40; от 0 до 0,5.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 2 часа;

- для УСПД Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ 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, 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);

- сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому каналу и электрической энергии потребленной за месяц по каждому каналу -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху справа) эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) производственного подразделения Филиала ОАО «Квадра» - «Тульская региональная генерация» - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт.

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) производственного подразделения Филиала ОАО «Квадра» - «Тульская региональная генерация» - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт определяется проектной документацией на АИИС КУЭ.

Поверка

проводится по документу МП 50739-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) производственного подразделения Филиала ОАО «Квадра» - «Тульская региональная генерация» - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16.07.2012 г.

Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;

- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Производственного подразделения филиала ОАО «Квадра» - «Тульская региональная генерация» - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт. Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 10 -2012 от 16.07.2012 г.

Нормативные документы

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

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.