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
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Драйвер синхронизации времени сервера со счетчиками СЭТ-4ТМ | Set4TMSynchro.dll | 1.0.0.0 | 085bf24a7aa58306 b4f7cf5ce9a7a513 | MD5 |
| Программа организации канала связи сервера со счетчиками | SETRec.exe | 1.0.0.0 | 6cafcf89e5134db2 79d5e48a2c0e37c0 | MD5 |
| Программа драйвер работы сервера с контроллером Сикон С70 | SiconS10.dll | 1.0.0.0 | 13dab938339a6e14 f976df51c10da89c | MD5 |
| Программа синхронизации времени устройств и сервера | TimeSynchro. exe | 1.0.0.0 | 78b080c2c0620991 159cc9067f9835fd | MD5 |
| Программа автоматизированного сбора | SCPAuto.exe | 1.0.0.0 | 2fe9717659cef6ca 47686cf8ab179e94 | MD5 |
| Программа драйвер работы сервера со счетчиками СЭТ- 4ТМ | Set4tm02.dll | 1.0.3.x | dc776cec9d41ac7c ae5277357558d788 | MD5 |
| Программа планировщик | Schedule.exe | 1.0.0.0 | 6d4c97fe04fa575f c8ede917fea34abb | MD5 |
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.
| № точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительных каналов (тип, коэффициент, класс точности, регистрационный номер в реестре федерального информационного фонда РФ) | Вид электроэнергии | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 уровень | 2 уровень | 3 уровень |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | НГРЭС ГПТУ №9 | GSR 450/290 5000/5 КТ 0,2S №25477-08 | ЗНОЛ.06-10 10500/100 КТ 0,2 № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 36697-08 | Сикон С70 №2882205 | SQL-сервер, аппаратура приема-передачи данных, автоматизированные рабочие места | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная; | ООГ''-^OOCSOOOO -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II 00000.0.&.Q. оЗозО-О-сЗсЗО-О. СО со со со со со со со |
| 2 | НГРЭС ГПТУ №8 | ТШЛ-20-I 8000/5 КТ 0,2S №36053-07 | UKM24-3 15000/100 КТ 0,2 № 34018-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 36697-08 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная; | ООГ'’-^OOCSOOOO -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II 00000.0.&.Q. оЗозО-О-сЗсЗО-О. to со со со со со со со |
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.
