Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Юго-Западная ТЭЦ"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Юго-Западная ТЭЦ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи и потребления за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, а также сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - TH) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени на базе устройства синхронизации времени типа УСВ-2 (далее - УСВ-2), сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициента трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Сервер сбора данных обеспечивает сбор измерительной информации с УСПД. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМ и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электрической энергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребления.
Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. Базовым устройством СОЕВ является устройство синхронизации типа УСВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTS (SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС/GPS. УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. В случае выхода из строя устройства УСВ-2 синхронизация времени осуществляется по резервному УСВ-2. Переключение на резервный канал синхронизации времени производится вручную.
Сервер БД уровня ИВК. периодически, но не реже 1 раз в час, сравнивает свое время со временем УСВ-2, в случае расхождения, превышающего ±1 с, производит коррекцию в соответствии со временем УСВ-2. Коррекция часов УСПД осуществляется со стороны сервера АИИС КУЭ и проводится при расхождении часов УСПД и сервера АИИС КУЭ более чем на ±0,5 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Для защиты информационных и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированных вмешательств предусмотрена механическая и программная защита, установка паролей на счетчики, УСПД и сервер.
Предусмотрено резервирование основного источника питания сервера, УСПД. счетчиков и каналов передачи цифровой информации.
Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов, и информационные кабели, кроссируются в ИКК и в пломбируемом отсеке счетчика.
При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт после возобновления питания.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0. Идентификационные данные программного обеспечения, установленного на сервере АИИС КУЭ ОАО «Юго-Западная ТЭЦ», приведены в таблице 2.
ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | CalcClients.dll CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c3 91 d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики, указанные в таблицах 2-4.
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «высокий».
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № п/п | Наименование объекта и № ИК | Вид СИ (наименование, тип, рег. номер) | Метрологические характеристики (МХ) СИ |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | КЛ 110 кВ Юго-Западная ТЭЦ -Западная №2 (К-192) ИК № 1.1 | ТТ ELK-CT0 Рег. № 76919-19 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 500/1 |
| ТН STE 3/123 Рег. № 33110-06 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 110000/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 2 | КЛ 110 кВ Юго-Западная ТЭЦ - Западная № 1 (К - 191) ИК №1.2 | ТТ ELK-CT0 Рег. №76919-19 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 500/1 |
| ТН STE 3/123 Рег. № 33110-06 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 110000/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 3 | ТР - 1 ИК №4.1 | ТТ ELK-CT0 Рег. № 76919-19 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 500/1 |
| ТН STE 3/123 Рег. № 33110-06 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 110000/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 4 | Т-11 ИК №4.2 | ТТ ELK-CT0 Рег. № 76919-19 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 500/1 |
| ТН STE 3/123 Рег. № 33110-06 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 110000/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 5 | Т-12 ИК №4.3 | ТТ ELK-CT0 Рег. № 76919-19 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 500/1 |
| ТН STE 3/123 Рег. № 33110-06 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 110000/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 6 | Т - 10 ИК №4.4 | ТТ ELK-CT0 Рег. № 76919-19 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 500/1 |
| ТН STE 3/123 Рег. № 33110-06 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 110000/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 7 | КЛ 110 кВ Юго-Западная ТЭЦ -Западная №4 (К - 194) ИК №1.5 | ТТ ELK-CT0 Рег. № 76919-19 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 500/1 |
| ТН EGK 170-3/VT2 Рег. № 41073-09 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 110000/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-11 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 8 | КЛ 110 кВ Юго-Западная ТЭЦ -Западная №3 (К - 193) ИК №1.6 | ТТ ELK-CT0 Рег. № 76919-19 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 500/1 |
| ТН EGK 170-3/VT2 Рег. № 41073-09 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 110000/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-11 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 9 | Генератор Г-10 ИК №1 | ТТ JKQ-870C Рег. № 41964-09 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 5000/1 |
| ТН TJC 6-G Рег. № 69431-17 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 10500/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 10 | Генератор Г-11 ИК №2 | ТТ JKQ-870C Рег. № 41964-09 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 5000/1 |
| ТН TJC 6-G Рег. № 69431-17 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 11000/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 11 | Генератор Г-12 ИК №3 | ТТ JKQ-870C Рег. № 41964-09 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 5000/1 |
| ТН TJC 6-G Рег. № 69431-17 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 11000/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 12 | В - 11BBA рабочий ввод ИК № 4.5 | ТТ ТОЛ-10-I Рег. № 36307-07 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 1500/1 |
| ТН ЗНОЛП Рег. №23544-07 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 6300/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 13 | Возбуждение генератора Г-11 ИК № 4.6 | ТТ ТОЛ-10-I Рег. №15128-07 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 150/5 |
| ТН ЗНОЛП Рег. №23544-07 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 6300/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=10 А | ||
| 14 | Тиристорное пусковое устройство генератора Г - 11 ИК № 4.7 | ТТ ТОЛ-10-I Рег. №15128-07 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 200/5 |
| ТН ЗНОЛП Рег. №23544-07 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 6300/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=10 А |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 15 | В - 12BBA рабочий ввод ИК №4.8 | ТТ ТОЛ-10-I Рег. № 36307-07 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 1500/1 |
| ТН ЗНОЛП Рег. №23544-07 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 6300/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=1 А, Imax=10 А | ||
| 16 | Возбуждение генератора Г-12 ИК №4.9 | ТТ ТОЛ-10-I Рег. №15128-07 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 150/5 |
| ТН ЗНОЛП Рег. №23544-07 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 6300/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=10 А | ||
| 17 | Тиристорное пусковое устройство генератора Г-12 ИК №4.10 | ТТ ТОЛ-10-I Рег. №15128-07 | Кл.точн. 0,2S Ктт= 200/5 |
| ТН ЗНОЛП Рег. № 23544-07 | Кл.точн. 0,2 Ктн= 6300/^3/100/^3 | ||
| Счетчик Альфа А1800 Рег. № 31857-06 | Кл.точн. 0,2S/0,5 1ном=5 А, Imax=10 А | ||
| №№ 1-17 | Система информационно-измерительная контроля и учета энергопотребления «Пирамида» Рег. № 21906-11 | МХ приведены в разделе «Программное обеспечение» | |
| Устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 Рег. № 28822-05, рег. 80607-20 | - | ||
| устройство синхронизации времени типа УСВ-2 Рег. № 41681-10 | - | ||
Таблица 3 - Пределы относительных погрешностей ИК (активная электрическая энергия и мощность) в рабочих условиях эксплуатации
| № ИК | Значение cos ф | ±5w P2% Для диапазона 2% <1/ 1ном <5% | ±5w P5% Для диапазона 5% <1/ 1ном <20% | ±5W P120% Для диапазона 20% <1/ 1ном <120% |
| 1-17 | 1 | ±1,0 | ±0,5 | ±0,4 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,6 | |
| 0,8 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,7 | |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,0 |
Таблица 4 - Пределы относительных погрешностей ИК (реактивная электрическая энергия и мощность) в рабочих условиях эксплуатации
| № ИК | Значение cos ф/sin ф | ±5w Q2% Для диапазона 2% <1/ 1ном <5% | ±5w Q5% Для диапазона 5% <1/ 1ном <20% | ±5w Q120% Для диапазона 20% <1/ 1ном <120% |
| 1-8, 12-17 | 0,9/0,4 | ±3,1 | ±2,5 | ±2,1 |
| 0,8/0,6 | ±2,7 | ±2,4 | ±1,9 | |
| 0,5/0,9 | ±2,4 | ±2,3 | ±1,9 | |
| 9-11 | 0,9/0,4 | ±3,2 | ±2,5 | ±2,1 |
| 0,8/0,6 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5/0,9 | ±2,4 | ±2,3 | ±1,9 |
Примечания:
±6w P2% (±5w Q2% )- предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 2 % < I/ 1ном < 5 %
±6w P5% (±5w Q5%) - предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 5 % < I/ 1ном < 20 %
±6w P2o% ( 6w Q20% )- предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 20 % < I/ 1ном < 120 %
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с.
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в порядке, установленном в АО «Юго-Западная ТЭЦ». Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические и метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | Примечания |
| 1 | 2 | 3 |
| Количество измерительных каналов | 17 | |
| Номинальное напряжение на вводах и отходящих линиях системы, кВ | 110 11 10,5 6,3 | ИК 1-8 ИК 10-11 ИК 9 ИК 12-17 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±3 | В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта |
| Номинальный ток, А | 5000 1500 500 200 150 | ИК 9-11; ИК 12-15; ИК 1-8; ИК 14-17; ИК 13-16 |
| Диапазон изменения тока, % от номинального, не более | от 2 до120 | В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта |
| Диапазон изменения коэффициента мощности | от 0,5 до 1,0 | В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта |
| Фактический диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: трансформаторы напряжения и тока; электросчетчики, УСПД, УСВ сервер | от +5 до 35 от +5 до 35 от +10 до 35 | ИК 1-17 |
| Суточный ход системных часов, с/сутки | ±5 | С Учетом коррекции по GPS/ГЛОНАСС |
| Предел допускаемого значения разности показаний часов всех компонентов системы, с | ±5 | С учетом внутренней коррекции времени в системе |
| 1 | 2 | 3 |
| Срок службы, лет: | В соответствии | |
| трансформаторы напряжения и тока; | 25 30 | с технической |
| электросчетчики У СПД | документацией | |
| завода - | ||
| 12 |
Развернуть полное описание
×
Обращение
Modal title |