Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Южно-Кузбасская ГРЭС"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС», сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Областью применения данной АИИС КУЭ является коммерческий учёт электроэнергии на ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС», г. Калган по утвержденной методике выполнения измерений количества электрической энергии (МВИ КУЭ).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 51 измерительного канала (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ), информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ (далее - ИВК).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

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

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников 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).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; 0,5 S и 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии типа «ЕвроАльфа» класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 0,5; 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии); счётчики активной и реактивной электроэнергии типа «СЭТ-4ТМ.02.2» класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии), счётчики активной и реактивной электроэнергии типа «СЭТ-4ТМ.03М» класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ Р 52425 (в части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС», указанные в таблице 1 (51 точка измерений).                                                             '

2-й уровень - измерительно-вычислительных комплексов электроустановок (ИВКЭ), созданные на основе устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ЭКОМ-3000М» и систему обеспечения единого времени (СОЕВ).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ Proliant DL380G5, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированного рабочего места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО «Энергосфера»).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса R.S-485 и с помощью GSM связи поступает на входы УСПД (уровень - ИВКЭ), где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям, стандарта Ethernet на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД или АРМ операторов, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего основного канала связи используется выделенный канал связи, стандарта Ethernet, а в качестве резервного канала связи может быть использовано коммутируемое соединение с сетью «Интернет» с использованием телефонной сети связи общего пользования (ТфССОП).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник входит в состав УСПД «ЭКОМ-3000М». Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера с временем УСПД ежесекундное, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ± 1 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД один раз в 30 минут, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ± 1 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 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.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1. Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,99 +1,01) Uhom; ток (1 +1,2) Ihom, соз<р = 0,87 инд.;

- температура окружающей среды (20 ±5) Т.

5. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,02(0,05) +1,2) 1ном, cosy = 0,8 инд;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 С до + 35 С, для счетчиков от +5 С до + 35 °C; для сервера от + 10 С до +40 °C; для УСПД от минус 10 С до + 50 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 и ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка до отказа;

- электросчётчик типа «ЕвроАльфа»- среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч среднее время восстановления работоспособности не более te = 2 ч;

- электросчётчик типа «СЭТ-4ТМ.02.2»- среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч среднее время восстановления работоспособности не более te - 2 ч;

- электросчётчик типа «СЭТ-4ТМ.03М»- среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч среднее время восстановления работоспособности не более te = 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч среднее время восстановления работоспособности не более tg = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113060 ч среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование электросчётчика;

- механическая  защита  от  несанкционированного  доступа  и  пломбирование

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- механическая  защита  от  несанкционированного  доступа  и  пломбирование

испытательной коробки;

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование УСПД;

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование сервера.

ПЕРЕЧЕНЬ ФУНКЦИЙ ВЫПОЛНЯЕМЫХ АИИС Возможность проведения измерений величин приращений активной электроэнергии.............имеется

Возможность проведения измерений величин приращений реактивной электроэнергии..........имеется

Возможность проведения измерений времени и интервалов времени..................................имеется

Возможность проведения измерений напряжения в ИИК..................................................имеется

Возможность проведения измерений тока в ИИК............................................................имеется

Функция проведения измерений активной электрической энергии........................автоматизирована

Функция проведения измерений реактивной электрической энергии......................автоматизирована

Функция проведения измерений времени и интервалов времени...........................автоматизирована

Функция проведения измерений напряжения в ИИК..........................................автоматизирована

Функция проведения измерений тока в ИИК....................................................автоматизирована

Цикличность проведения измерений, интервал.............................................................30 минут

Возможность коррекции времени в ИИК; ИВКЭ и ИВК...................................................имеется

Функция коррекции времени в ИИК; ИВКЭ и ИВК.................................................автоматизирована

Цикличность коррекции времени в ИИК; ИВКЭ и ИВК, интервал.....................................30 минут

Возможность сбора состояний средств измерений.........................................................имеется

Возможность сбора результатов измерений..................................................................имеется

Функция проведения сбора состояний средств измерения...................................автоматизирована

Функция проведения сбора результатов измерения...........................................автоматизирована

Цикличность сбора результатов измерений и состояний СИ, интервал..............................30 минут

Функция синхронизации времени в АИИС......................................................автоматизирована

Защита информации на программном уровне:

Защита информации при параметрировании счетчика.......................реализована с помощью пароля

Защита информации при параметрировании УСПД..........................реализована с помощью пароля

Защита информации при параметрировании сервера..........................реализована с помощью пароля

Защита информации при конфигурировании и настройке АИИС........реализована с помощью пароля

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС представлена в таблице 2.

Таблица 2- Комплектность АИИС

Продолжение таблицы 2

Поверка

Поверка АИИС КУЭ проводится в соответствии с документом «ГСП. Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 28 октября 2009 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии типа «СЭТ-4ТМ.02» в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородского ЦСМ»;

- средства поверки счетчиков электрической энергии типа «СЭТ-4ТМ.03М» в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородского ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- средства поверки счетчиков электрической энергии типа «ЕвроАльфа» в соответствии с методикой поверки, утвержденной заместителем директора ВНИИМ им. Д. И. Менделеева в 1998 г.;

- средства поверки УСПД в соответствии с документом «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99», утвержденным УНИИМ (декабрь 1999г.);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 ... +50 °C, цена деления 1 °C;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»;

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»;

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 0,5 S»;

ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)»;

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия»;

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»;

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;

МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки»;

Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.