Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии производственного подразделения Филиала ОАО "Квадра" - "Тульская региональная генерация" - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт, 50739-12

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 функционируют 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.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Состав измерительных каналов (тип, коэффициент, класс точности, регистрационный номер в реестре федерального информационного фонда _РФ)

№

точки

изме

рений

Погрешность в рабочих условиях, %

Вид

электро

энергии

Наименование

объекта

1 уровень

2 уровень

3 уровень

Счетчик

УСПД

ТТ

ТН

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

9

§1.а.о " §2. а. о " §1.р.о ' §2.р.о ' §1.а.р " §2.а.р " §1.р.р : §2.р.р :

: ± 0,8 : ± 0,7 =± 1,1 = ± 1,0 = ± 1,0 : ± 0,9 = ± 1,8 = ± 1,8

-    активная прямая;

-    активная обратная;

-    реактивная прямая;

-    реактивная обратная;

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

НГРЭС ГПТУ №9

1

SQL-сервер, аппаратура приема-передачи данных, автоматизированные рабочие места

Сикон

С70

№28822

05

§1.а.о " §2. а. о " §1.р.о ' §2.р.о §1.а.р §2.а.р §1.р.р §2.р.р

: ± 0,8 : ± 0,7 = ± 1,1 = ± 1,0 = ± 1,0 : ± 0,9 = ± 1,8 = ± 1,8

-    активная прямая;

-    активная обратная;

-    реактивная прямая;

-    реактивная обратная;

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

НГРЭС ГПТУ №8

2

Лист № 4 Всего листов 7

-    электрической энергии    WP (wq ) = 2-А • КТН • КТТ

т. л-л N 60

-    электрической мощности    Р (Q )=----КТН • КТТ

2 •A ТИ

где: N - число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, имп;

А - постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт-ч (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:

§1.а.о - границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 0,1Тном для cos9 = 0,8;

62ао - границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 1ном для соэф = 0,8;

51ро - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 0,1Тном для si^ = 0,6;

52ро - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 1ном для si^ = 0,6;

51а.р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1Тном для cosф = 0,8;

52а.р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = !ном для cosф = 0,8;

51.р.р    - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1Тном для si^ = 0,6;

52.p.p    - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = !ном для si^ = 0,6.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC    ± 5 с.

Нормальные условия применения:

-    температура окружающего воздуха, °С    от 21 до 25;

-    относительная влажность воздуха, %    от 30 до 80;

-    атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.)    от 84 до 106;

-    напряжение питающей сети переменного тока, В    от 215,6 до 224,4;

-    частота питающей сети переменного тока, Гц    от 49,85 до 50,15;

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

Рабочие условия применения:

-    напряжение питающей сети переменного тока, В    от 198 до 242;

-    частота питающей сети, Гц    от 49 до 51;

-    температура (для ТН и ТТ), °С    от -35 до 40;

-    температура (для счетчиков)    от 5 до 35;

-    температура (для сервера, АРМ, каналообразующего

и вспомогательного оборудования), °С    от 10 до 40;

-    индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл    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 и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии производственного подразделения Филиала ОАО «Квадра» - «Тульская региональная генерация» - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт

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.