Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала "Печорская ГРЭС" ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" (АИИС КУЭ ПГРЭС)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала «Печорская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация» (АИИС КУЭ ПГРЭС) (в дальнейшем - АИИС КУЭ ПГРЭС) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии.

Описание

АИИС КУЭ ПГРЭС представляет собой двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений. АИИС КУЭ ПГРЭС состоит из измерительно-информационных комплексов (ИИК), информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и системы обеспечения единого времени (СОЕВ).

АИИС КУЭ ПГРЭС решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

- вычисление средней активной и реактивной электрической мощности на интервале времени 30 минут и за учетный период;

- периодический или по запросу автоматический сбор результатов измеренных приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале координированного времени UTC (SU);

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);

- ведение журналов событий ИИК и ИВК;

- 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;

- передача результатов измерений заинтересованным организациям;

- предоставление контрольного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений по запросу со стороны заинтересованных организаций;

- синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИИК и ИВК с помощью СОЕВ, соподчиненной координированной шкале времени UTC (SU) безотносительно к интервалу времени с погрешностью не более ± 5 с;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.).

АИИС КУЭ ПГРЭС включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - ИИК, включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, многофункциональные счетчики электрической энергии (СЧ) в соответствии с ГОСТ 26035 и ГОСТ 30206.

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ ПГРЭС приведен в таблице 1.

Таблица 1- Состав ИК АИИС КУЭ ПГРЭС

2-й уровень - ИВК, включающий в себя основной и резервный серверы, технические средства организации каналов связи, автоматизированное рабочее место и программное обеспечение (ПО).

СОЕВ формируется на всех уровнях АИИС КУЭ ПГРЭС и выполняет законченную функцию синхронизации времени в ИИК и ИВК в автоматическом режиме.

Принцип действия: аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (трансформаторов тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения в счетчиках электрической энергии осуществляется микроконтроллером, который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжений и токов производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.

Данные со счетчиков электрической энергии по цифровым интерфейсам при помощи каналообразующей аппаратуры и каналов связи поступают на серверы ИВК.

АИИС КУЭ ПГРЭС оснащена СОЕВ, построенной на функционально объединенной совокупности программно-технических средств измерений и коррекции времени, и состоит из приемника меток времени GPS, устройства сервисного, сервера ИВК и счетчиков электрической энергии ИИК.

Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) («шесть точек»), которые поступают на устройство сервисное.

Устройство сервисное принимает СПВ от приемника меток времени GPS, и по началу шестого СПВ производит синхронизацию встроенного в устройство сервисное корректора времени. Корректор времени представляет собой таймер, ведущий часы, минуты, секунды, миллисекунды.

Сервер ИВК по интерфейсу RS-232C каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с корректора время и сравнивает это время со своим временем. При расхождении времени сервера и корректора более чем на 60 мс, сервер ИВК корректирует свое время по времени корректора.

ИВК осуществляет коррекцию времени в счетчиках. Сличение времени счетчиков с временем ИВК производится каждые 6 ч, корректировка времени счетчиков производится при расхождении с временем ИВК более чем на ± 2 с.

Счетчики электрической энергии и ИВК фиксируют в своих журналах событий факт коррекции времени с указанием даты и времени коррекции.

Программное обеспечение

Структура программного обеспечения ИВК:

- общесистемное программное обеспечение включает в себя:

а) операционную систему Microsoft Windows XP Professional;

б) WEB-сервер для публикации WEB-документов;

в) WEB-браузер для просмотра WEB-документов - Microsoft Internet Explorer.

- специальное программное обеспечение включает в себя:

а) базовое программное обеспечение КТС «Энергия+»;

б) дополнительное программное обеспечение КТС «Энергия+»;

в) систему управления базами данных Microsoft SQL Server 2008 R2;

г) программное обеспечение для нанесения электронной цифровой подписи.

Программное обеспечение реализовано на технологии «клиент-сервер». Серверная часть содержит программы приема и обработки данных, а также SQL-сервер и WEB-сервер. Серверная часть обеспечивает основные функции - прием, обработку, хранение и публикацию данных.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

- сбор, обработка и хранение результатов измерений;

- автоматическая синхронизация времени.

Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспе-

чения приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ ПГРЭС, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 - 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ ПГРЭС (активная элек-

трическая энергия и средняя мощность)

Продолжение таблицы 3

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ ПГРЭС (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)______________________________________________

Нормальные условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха от 21°С до 25 °С;

- относительная влажность воздуха от 30 до 80 %;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);

- напряжение питающей сети переменного тока (0,99 - 1,01)-Uhom;

- частота питающей сети переменного тока (50,00 ± 0,15) Гц;

- коэффициент искажения синусоидальной кривой напряжения и тока не более 2 %;

- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

Рабочие условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха:

для измерительных трансформаторов от минус 40 °С до плюс 35 °С для ИК № 1 - 8, от 15 °С до 35 °С для ИК № 9 - 13; счетчиков электрической энергии от 15°С до 30 °С для ИК № 1 - 8, от 20 °С до 30 °С для ИК № 9 - 13;

- относительная влажность воздуха до 90 % (температуре окружающего воздуха 30 °С);

- атмосферное давление от 70 до 106,7 кПа (от 537 до 800 мм рт. ст.);

- параметры сети: напряжение (1,00 - 1,15)^Uhom для ИК № 1 - 8, (0,95 - 1,05)^Uhom для ИК № 9 - 13; ток (0,05 - 1,2)^1ном; частота (50,0 ± 0,2) Гц; cos ф > 0,5; для счетчиков электрической энергии коэффициент третьей гармонической составляющей тока не более 10 %;

- индукция внешнего магнитного поля (для счетчиков) от 0 до 0,1 мТл.

Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ ПГРЭС компонент приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ ПГРЭС компонент

Показатели надежности АИИС КУЭ ПГРЭС:

- средняя наработка на отказ                                             2440 ч

- время восстановления                                                 24 ч

- коэффициент готовности                                               0,99026

- средний срок службы                                                10 лет

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху, справа) эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии филиала «Печорская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация» (АИИС КУЭ ПГРЭС).

Комплектность

В комплект АИИС КУЭ ПГРЭС входят средства измерений в соответствии с таблицей 1, технические средства и документация, представленные в таблицах 6 и 7 соответственно.

Таблица 6 - Технические средства

Таблица 7 - Эксплуатационная документация

Поверка

осуществляется по документу МП 58252-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии филиала «Печорская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация» (АИИС КУЭ ПГРЭС). Методика поверки, утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 2 июля 2014 г.

Перечень рекомендуемых основных средств поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (№ 33750-07, 33750-12 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: от 15 до 300 В ± 0,2 %; от 15 до 150 мВ ± 2,0 %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: от 0,05 до 0,25 А ± 1,0 %; от 0,25 до 7,5 А ± 0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;

- радиочасы РЧ-011/2 (№ 35682-07 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений). Погрешность синхронизации шкалы времени ± 0,1 с.

Сведения о методах измерений

Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ПГРЭС. Свидетельство об аттестации № 01.00230/15-2014 от 26.06.2014 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.

Рекомендации к применению

При осуществлении торговли.