Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПГУ Буденновской ТЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПГУ Будённовской ТЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Описание

АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС выполняет следующие функции:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический и 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;

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

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов 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;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС;

АИИС имеет трехуровневую структуру:

-    1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК

ТИ);

-    2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки

(ИВКЭ);

-    3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя:

-    трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

-    трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

-    счётчики электроэнергии.

ИВКЭ включают в себя:

-    устройство сбора и передачи данных (УСПД). В качестве УСПД используется контроллер «ЯТи-325Т» (Госреестр № 44626-10);

-    каналы связи для передачи измерительной информации от ИИК в УСПД;

-    приемник сигналов точного времени типа Garmin GPS 19xHVS Glonass.

ИВК включает в себя:

-    комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Г. р. №44595-10) и сервер баз данных (сервер БД) на базе промышленного компьютера.

-    автоматизированные рабочие места.

Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800. Мгновенные значения сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками в цифровую форму, и осуществляется вычисление мгновенной мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

Счетчики электрической энергии по истечении каждого получасового интервала осуществляют привязку результатов измерения к времени в шкале UTC с учетом поясного времени.

ИВКЭ осуществляет:

-    опрос один раз в 30 минут счетчиков электрической энергии;

-    сбор результатов 30-минутных приращений электроэнергии;

-    приведение результатов измерений к именованным величинам с учетом коэффициентов трансформации.

-    синхронизацию шкалы времени счетчиков.

На уровне ИВК осуществляется:

-    сбор данных от ИВКЭ;

-    занесение результатов измерений в базу данных Oracle.

-    визуальный просмотр результатов измерений из базы данных, формирование отчетов и передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в:

-    ПАК ОАО «АТС», г. Москва;

-    ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго»;

-    филиал ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ;

-    другим субъектам оптового рынка электроэнергии.

Информационные каналы связи внутри АИИС построены посредством:

-    шины интерфейса RS-485 для опроса счетчиков ИК № 1- 3, 11, 12 со стороны

УСПД;

-    шины интерфейса RS-485 и волоконно-оптических линий связи для опроса счетчиков ИК № 4-10 со стороны УСПД;

-    линии интерфейса Fast Ethernet (LAN-1) (интерфейс УСПД RTU-325Т) для передачи данных от УСПД в ИВК через коммутатор RuggedCom RSG2100.

Для передачи данных от ИВК внешним системам используется глобальная сеть

Internet.

ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

Перечень и состав измерительных компонентов ИК приведен в таблице 1.

Синхронизация времени в АИИС построена следующим образом. УСПД RTU-325T получает шкалу времени от приемника сигналов точного времени типа Garmin GPS 19xHVS Glonass по интерфейсу RS-232. Далее, УСПД при опросе счетчиков сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени счетчиков. Если поправка часов счетчика по модулю превышает величину ±1, УСПД производит синхронизацию часов счетчика.

Лист № 4 Всего листов 9

Лист № 5 Всего листов 9

Программное обеспечение

В ИВК используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР».

Программное обеспечение выполняет функции информационного обмена с УСПД, в том числе сбора данных, передачи команд синхронизации часов, передачи результатов измерений в систему управления базами данных Oracle, представления результатов измерений, предотвращения несанкционированного доступа к результатам измерений и их изменения.

Программное обеспечение состоит из коммуникационного сервера, модуля доступа к базам данных, расчетного сервера, модуля шифрования данных.

Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения

Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов........................................................................................12;

Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии при доверительной

вероятности Р=0,951................................................................................приведены в таблице 3;

Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не

более, с........................................................................................................................................± 5;

Период измерений активной и реактивной средней электрической

мощности и приращений электрической энергии, минут......................................................30;

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут.....................................30;

Формирование XML-файла для передачи внешним системам.......................автоматическое;

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов

измерений в базу данных...................................................................................автоматическое;

Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее,

лет...............................................................................................................................................3,5;

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ...................................................автоматическое;

Рабочие условия применения компонентов АИИС:

-    температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С.............от 0 до плюс 40;

-    температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С.....от минус 40 до плюс 40;

-    частота сети, Гц....................................................................................от 49,5 до 50,5;

-    напряжение сети питания, В ................................................................. от 198 до 242;

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

Допускаемые значения информативных параметров:

-    ток для всех ИК, % от !ном .......................................................................от 2 до 120;

-    напряжение от ином, %.............................................................................от 90 до 110;

-    коэффициент мощности cos j ..................................................0,5 инд.-1,0-0,8 емк.;

-    коэффициент реактивной мощности, sin j................................0,5 инд.-1,0-0,5 емк.

Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электроэнергииэнергии_

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа СИБЭЛ/MOW-2013-0076.АУЭ.ФО Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПГУ Будённовской ТЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго». Формуляр.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 040-RA.RU.310556-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПГУ Будённовской ТЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго». Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в феврале 2015 г.

Основное поверочное оборудование:

-    миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08);

-    мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11);

-    клещи токовые АТК-1001 (Г. р. № 43841-10);

-    измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05);

-    тайм-серверы ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов, синхронизированных с тайм-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» по протоколу NTPv4 через сеть Internet не более ± 10 мс).

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами:

-    измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

-    измерительных трансформаторов напряжения    в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;

-    устройства сбора и передачи данных RTU-325Т - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325Н и RTU-325Т. Методика поверки ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПГУ Будённовской ТЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго». Свидетельство об аттестации методики измерений № 233-01.00249-2015 от «06» февраля 2015 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПГУ Будённовской ТЭС ООО «ЛУКОИЛ-Ставропольэнерго»:

1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли.