Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области (далее по тексту - АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, доя осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭ по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров элекзропотреб)гения, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области представляет собой многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-6 АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
• 1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (TH), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цели и технические средства присма-иередачи данных.
• 2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), включающее в себя приемник GPS-сигналов, подключенный к УСПД. технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. ИВКЭ состоит из специализированных промконтроллеров, обеспечивающих интерфейсы доступа к ИИК и технических средств приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры);
• 3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), а так же совокул-лист № 2 Всего листов 8 кость аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В точках учёта энергии установлены высокоточные средства учёта - электронные счётчики, подключенные к сетям высокого напряжения через измерительные трансформаторы тока и напряжения. Для расчета электрической энергии, потребляемой за определенный период времени, необходимо итерировать во времени мгновенные значения мощности.
Сигналы, пропорциональные напряжению и току в сети, снимаются с вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения и поступают на вход преобразователя счетчика. Измерительная система преобразователя перемножает входные сигналы, получая мгновенную потребляемую мощность. Этот сигнал поступает на вход микроконтроллера счетчика, преобразующего его в Вт-ч и, по мере накопления сигналов, изменяющего показания счетчика. Микроконтроллер считывает и сохраняет последнее сохраненное значение. По мере накопления каждого Вт-ч, микроконтроллер увеличивает показания счетчика.
На уровне ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области осуществляется автоматический сбор данных с ИВКЭ ( УСПД ), ведётся статистика по связи и протоколы событий в системе.
ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области:
♦ выполняет опрос значений результатов измерений, хранящихся в базе данных ИВКЭ;
♦ выполняет опрос состояний средств измерений, хранящихся в базе данных ИВКЭ, включая:
• журналы событий ИВКЭ;
♦ данные о состоянии средств измерений со всех ИИК, обслуживаемых данным ИВКЭ;
• осуществляет информационный обмен с заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента «по запросу» о состоянии объектов измерений, включая состояния выключателей, разъединителей, трансформаторов энергоустановки.
В результате сбора информации о результатах измерений, составе, структуре объекта измерений в ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области проводится структуризация информации, формирование разделов баз данных по результатам измерений, состоянию средств измерений и состоянию объектов измерений. На основе анализа собранных данных определяются необходимые учетные (интегральные) показатели измеренных параметров посредством соответствующей обработки полученных данных.
В ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области обеспечена возможность информационного взаимодействия с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) главного управления ОАО «Территориальная генерирующая компания N 2» по Ярославской области (АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области) регистрационный номер Госрсест-ра 34587-07.
Для ведения электронного архива коммерческих и контрольных данных в ИВК АИИС КУЭ ТЭ1Д-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области используются системы управления реляционными базами данных с поддержкой языка SQL (Database Language SQL).
Взаимодействие между ИВК АИИС КУЭ ТЭЦ-3 1У ОАО «11 К-2» по Ярославской области и заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента осуществляется по основному и резервному каналу связи, Основной канал связи организован по электронной почте пересылкой xml-макетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
♦ периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращении электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
• периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
лист № 3
Всего листов 8
• 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;
• периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
• передача результатов измерений в организации - участники 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);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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 измерения и 30-минутныс данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи поступает в ИВКЭ (УСПД), где производится обработка измерительной информация (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.
Коммуникационный сервер при помощи программного обеспечения (ПО), один раз в сутки, опрашивает ИВКЭ (УСЦЦ) и считывает с него 30 минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки. Считанные значения записываются в базу данных. Сервер БД производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности. В автоматическом режиме раз в сутки сервер БД считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML в ОАО «АТС», ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области и другие заинтересованные организации.
Описание программного обеспечения
Программные средства содержат: базовое (системное) ПО (Windows ХР Pro SP2,), включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД SQL) и прикладное ПО «Энергосфера», ПО «АльфаЦентр» производства ООО «ЭльстерМетроника» г, Москва.
АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с точностью нс хуже ±5 с/сутки. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, УСПД, СБД). В качестве базового прибора СОЕВ используется УССВ на базе приёмника GPS-сигналов.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области показан в таблице 1
Таблица 1 - Состав измерительных каналов ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области показан в таблице 1
| №ИИК | Наименование объекта | 1 Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ивкэ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| I | ТЭЦ-3 ВЛ-110 кВ Ярослав ская-1 | тви-по Кл.тД55 Ктг=1000/5 За». №405 Зав. №406 Зав. №407 Госреестр№ 30559-05 | НКФ-1Ю-57 Й1.Т. 1 Ктп=110000/100 Зав №751947 Зап. № 753863 Зав. № 747289 Г осрсссгр № 922-54 | EA05RAL-B-4 Кп.тД5&'1,0 Зав. №01134992 Госреестр № 16666-07 | RTO325-E-512-M3-B8-Q-i2-G Зав. № 001562 Госреестр № 37288-08 | Активная Реактивпая | i |
| 2 | ТЭЦ-3 ВЛ-НО кВ Пионерская | ТВИ-110 Клт.0,55 Ктт-1000/5 Зав. №380 Зав. №381 Зав. № 385 Госреестр №30559-05 | НКФ-110-57 Кл.т 1 Киг-110000/100 Зав. №751947 Зав. № 753863 Зав. №747289 Г(кресстр № 922-54 | EA05RAL-B-4 К.т.т.0,38/1,0 Зав. №01134987 Госреестр № 16666-07 | RTU325-E-512-M3-B8-Q-i2-G Зав. № 001562 Госреестр №37288-08 | Активная Реактивная |
| | 3 | ТЭЦ-3 ВЛ-НО кВ Комсомольская | ТВИ-110 Кл.тД5£> Ктт-1ЛОО/5 Зав. №393 Зав №397 Зав. №399 Госреестр № 30559-05 | НКФ-110-57 Клт. 1 Ктп=110000/190 Зав. № 753854 Зав. №753853 Зав. № 753857 Госреестр № 922-54 | EA05RAL-B-4 Кл.т.0,5&/1,0 Зав. №01134978 Госреестр № 16666-07 | R.TU325-E-512-M3-BS-Q-i2-G Зав. № 001562 Госреестр №37288-08 | Активная Реактивная |
| 4 | ТЭЦ-3 ВЛ-110 кВ Перекопская | ТВИ-110 Кл.т.0,58 КтгНООО/З Зав. №388 Зал. № 395 Зав. №398 Госреестр № 30559-05 | НКФ-110-57 К.1.Т. 1 Кта=1 KXW100 Зая. №751947 Зм. № 753863 Зав. № 747289 Госреестр № 922-54 | EA05RAL-B-4 Кл.тД55Л,0 Зав. № 01134971 Госреестр № 16666-07 | RTU325-E-512-M3-B8-Q-i2-G Зав. № 001562 Госреестр № 37288-08 | Активная Реактивная |
| 5 | ТЭЦ-3 ВЛ-110 кВ Фруккискйя-] | ТВИ-110 K.1-T.0.5S Ктг= 1000/5 Зав. №402 Зав. № 404 Зав, №401 Госреестр № 30559-05 | НКФ-110-57 Кл.т. 1 КтеЧ надо/100 Зав. №751947 Зав. № 753863 Зав. №747289 Госреестр № 922-54 | EA05RAL-B-4 Кл.тД58/1Я За». №01134983 Госреестр № 16666-07 | RTU325-E-512-M3-B8-Q-12-G Зал. № 001562 Госреестр № 37288-08 | Активная Реактивная |
| * | ТЭЦ-3 ил-110 кВ Фрунзепская-2 | ТВИ-110 Кл.т.0,58 Ктг=1000/5 Зал. № 408 Зав. № 409 Зав. №403 Госреестр № 30559-05 | НКФ-110-57 Кл.т. 1 Кта-1 10000/100 Зав. №753854 Зав. №753853 Зав. №753857 Г огрссстр № 922-54 | EA05RAL-B-4 Кл.тД 53/1,0 Зав. №01134982 Госреестр № 16666-07 | RTU325-E-512-M3-B8-O-i2-G Зав. № 001562 Госреестр №37288-08 | Активная Реактивная |
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» ио Ярославской области приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Метрологические характеристики измерительных каналов ЛИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области_________
| Границы допускаемых погрешностей измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер канала | СО8ф | 1|(2)^ I ™< 1} % | Ь>Iши*' i 20% | §20%, / 20%SlreM< T100 % | 5 ioo %, Ло0%~ Ги><< 1,20 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-6 TT0,5S;TH 1,0; ChVS | 1,0 | ±2,6 | ±2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,9 | ±2,8 | ±2,2 | ±2 | ±2 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,7 | ±3,8 | =2,9 | ±2,5 | ±2,5 |
| 0,5 | ±5,5 | ±4 | ±3,4 | ±3,4 |
| Границы допускаемых погрешностей измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер канала | cos© | &!(!)%, 1|(2)^ I inn< 1 5% | 5s %, Iism^ 120 % | I 20 I им*' 1 100% | S|00 %, hoo 120% |
| 1-6 TT0,5S;TH 1,0; Сч 1,0 | 0,9 | ±8,7 | ±5,6 | ±4,3 | ±4,2 |
| 0,8 | ±6 | ±3,9 | ±3 | ±3 |
| 0,7 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,6 |
| 6,5 | ±4,2 | ±2,9 | ±2,3 | ±2,3 |
Примечания
I. Погрешность измерений S;(2^ и Sip)%Q для cos<p^l,0 нормируется от !;%, а погрешность измерений 8;р)%р и для cos (р< 1,0 нормируется от hr»
2, Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)-Ином, ток (1 + 1,2)1ном, cos<p-*0,9 инд;
• температура окружающей среды (20±5) V
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области:
• напряжение питающей сети (0,9... 1,I)-Uhqm, ток (0,0/... Л2)-1ном;
• температура окружающей среды:
счетчики электроэнергии ЕвроАяьфа от минус 40 до плюс 70 °C:
контроллеры RTU-325 от минус 40 °C до плюс 85 °C;
трансформаторы тока по ГОСТ 7740;
трансформаторы напряжения поГОСТ 1983.
лист Ns б
Всего листов 8 б. Трансформаторы така по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по 1 'ОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Показатели надежности комплектующих устройств компонентов АИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области:
• - счетчики - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов,
• УСПД (RTU-325) - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов
• резервирование питания в АИИС осуществляется при помощи устройств бесперебойного электропитания (UPS), обеспечивающих стабилизированное бесперебойное питание элементов АИИС при скачкообразном изменении или пропадании напряжения (бестоковая пауза, не вызывающая сбоев в работе сервера - 30 мин).
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 1часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час;
• для ИВКЭ (УСПД) RTU-325 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 счечиков 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);
• ИВКЭ (УСПД) (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина храпения информации:
• счетчики электроэнергии - до 5 лет при температуре 25 °C;
• УСПД - не менее 5 лет:
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
лист № 7 Всего листов §
МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации ЛИИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» до Ярославской области типографским способом.
Комплектность
Комплектность АПИС КУЭ ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-3 ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области Методика поверки». МП'980/446-2010 отвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростсст-Москва» в октябре 2010 г.
Средства поверки - в соответствии с НД на измерительные компоненты.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
• TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/илн по ГОСТ 8.216-88;
• счетчик ЕвроАЛЬФА — по документу "ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки'’, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Рос-тест-Москва» в сентябре 2007 г.
• ИВКЭ УСПД RTU-325 - по документу « Устройства сбора я передача данных RTU-325 и R.TU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП.» утвержденному ГСИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008г.:
• Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
• Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
• Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерении от минус 40 до плюс 50°С, цена деления Г’С.
Интервал между поверками - 4 года.
СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ
Измерения производятся в соответствии с документом « Методика выполнения измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУ ОАО «ТГК-2» по Ярославской области № 322/446-2006 утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Рос-тест-Москва» в декабре 2006 г
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8,596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 8.584-2004 «ГСИ. Счетчики статические активной электрической энергии переменного тока. Методика поверки».
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
б ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
7 ГОСТ Р 52320-2005 (МЭК 62052-11:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть П. Счетчики электрической энергии.
8 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 0,5S. -
9 ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии (в части счетчиков реактивной энергии классов точности 1 и 2).
10 МИ 2999-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учСта электроэнергии. Рекомендации по составлению описания типа?
11 ТУ 4228-002-29056091-97 Счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАльфа. Технические условия.
