SCADA, АСУ ТП, контроллеры – основная тематика журнала «ИСУП»
Журнал «Информатизация и Системы Управления в Промышленности» публикует тематические материалы посвященные SCADA, АСУ ТП, контроллерам, автоматизации в промышленности.

Реальный опыт: внедрение и эксплуатация АИИС КУЭ

В статье рассматривается автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого/технического учета электроэнергии (АИИС КУЭ/ТУЭ) Нижегородской ГЭС, описаны состав и технические аспекты внедрения системы.

ООО «Р.В.С.», г. Москва

RVS_logo.gif

В настоящее время создание или модернизация автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электро­энергии (АИИС КУЭ) является обязательным требованием при работе на оптовом рынке электроэнергии. Внедрение же АИИС технического учета электроэнергии (АИИС ТУЭ) является важной составляющей для внутреннего учета и деления энергопотребления на агрегатные, производственные и хозяйственные нужды объекта. О создании подобной системы на Нижегородской ГЭС реализованной компанией «Р.В.С.» и пойдет речь в данной статье.


Описание объекта автоматизации

В 2009 г. завершен многолетний проект внедрения АИИС КУЭ/ ТУЭ на Нижегородской ГЭС. Реализованная автоматизированная система позволяет ГЭС ежедневно участвовать в работе оптового рынка электроэнергии (ОРЭ). Работы над созданием АСКУЭ Нижегородской ГЭС начали проводиться с 1994 года. В то время были установлены счетчики ELPA к.т. 0.5 с импульсными выходами, телесумматоры METZ, модемы для опроса по каналам связи и прикладное программное обеспечение. За 1999–2000 годы введена в эксплуатацию АСКУЭ на базе телесумматоров MEGADATA и программного обеспечения АСКП. В 2005 году начата модернизация АИИС КУЭ/ТУЭ Нижегородской ГЭС для удовлетворения требованиям по коммерческому учету оптового рынка электроэнергии.

Целями создания системы являлись:
- повышение точности и надежности измерения количества электроэнергии и мощности;
- повышение точности и надежности учета электроэнергии и мощности;
- повышение надежности работы энергообъекта;
- улучшение финансовых показателей при выработке и отпуске электроэнергии;
- повышение скорости обработки информации;
- повышение полноты, достоверности, точности измерения и оперативности получения информации о количестве и других параметрах генерируемой, отпускаемой, потребляемой и принимаемой электроэнергии;
- снижение трудоемкости и стоимости работ по сбору, передаче, обработке и документированию информации.

В ходе выполнения проекта была разработана рабочая документация по созданию АИИС КУЭ Нижегородской ГЭС в соответствии с требованиями АТС, установлены счетчики серии ЕвроАльфа, класс точности 0.2, производства Эльстер Метроника и в 2006 году введена в эксплуатацию автоматизированная ин­формационно-измерительная сис­тема коммерческого учета электро­энергии на базе ПО Альфа-ЦЕНТР.


Состав АИИС КУЭ 

Состав АИИС КУЭ представляет собой комплекс программно-технических средств, состоящий из:
- первичных преобразователей – измерительных трансформаторов тока и напряжения; 
- вторичных цепей между измерительными трансформаторами и счетчиками электроэнергии;
- первичных средств учета – микропроцессорных многотарифных счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА;
- устройств сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325; 
- каналов связи УСПД с первичными средствами учета; 
- средств синхронизации системного времени;
- каналов связи УСПД с сервером базы данных и субъектами обработки коммерческой информации;
- автоматизированных рабочих мест операторов;
- сервера базы данных Альфа ЦЕНТР, СУБД Oracle; 
- средств программного обеспечения счетчиков, УСПД, АРМ, ПО Альфа ЦЕНТР. 

Все средства измерений (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики, УСПД, ПО) внесены в Госреестр РФ и имеют действующие свидетельства о поверке. Системное решение АИИС КУЭ Нижегородской ГЭС представляет собой 3-уровневую автоматизированную систему с иерар­хической распределенной обработкой информации: 

1-й уровень. Проведение измерений. Включает в себя трансформаторы тока и напряжения, вторичные измерительные цепи, счетчики ЕвроАЛЬФА, блоки дополнительного питания счетчиков, преобразователи сигналов;

2-й уровень. Информационный уровень электроустановки. Включает в себя устройства сбора и передачи данных RTU-325, объединенные в сеть, модули обмена информацией со счетчиками ЕвроАЛЬФА, с рабочими местами верхнего уровня и внешней системой. Коммуникационная аппаратура, УСПД, устройства синхронизации системного времени, источники бесперебойного питания поставляются в функционально законченных модулях – шкафах НКУ АСКУЭ МЕТРОНИКА МС-200;

3-й уровень. Информационный уровень сервера базы данных. Включает в себя сервер базы данных, каналы сбора данных, рабочие места оперативно-диспетчерского персонала, имеющие модули связи с устройствами сбора и передачи данных. Программное обеспечение для всех уровней системы Альфа ЦЕНТР.

Измерительные трансформаторы передают по вторичным цепям на счетчики электроэнергии масштабированные значения токов и напряжений. Эти значения обрабатываются микропроцессором счетчика, преобразуются в значения мощности, электроэнергии и другие величины и записываются в память счетчика в цифровом виде.

pic1.jpg

Рис. Нижегородская ГЭС расположена на реке Волге, суммарная мощность 8 генераторов составляет 520 МВт

В процессе выполнения измерений автоматически фиксируется:
- значение измеренной активной электроэнергии; 
- значение измеренной реактивной электроэнергии; 
- календарная дата и время выполнения измерений; 
- наименование (номер канала учета); 
- номер измерения на контролируемом присоединении; 
- интервальное значение времени измерений.

Счетчики электроэнергии подключаются последовательно к общей шине RS-485 (не более четырех счетчиков на шину) с использованием разветвителей интерфейса ПР-3. Интерфейс RS-485 выбран исходя из условий достаточной помехозащищенности, удобства монтажа, наладки и экономии кабельной продукции.

Связь УСПД со счетчиками организуется с применением преобразования сигналов интерфейса RS-485 в сигналы передачи данных по оптоволоконным линиям связи и в обратном преобразовании на входе в УСПД. Связь УСПД со счетчиками, установленными на расстоянии до 1 км, осуществляется напрямую по интерфейсу RS-485.

УСПД опрашивает счетчики один раз в минуту. При опросе УСПД устанавливает связь со счетчиком, после чего осуществляется передача данных. Опрос счетчиков, расположенных на одной шине, происходит последовательно. Во время сеанса связи с одним счетчиком остальные счетчики, расположенные на общей шине, не опрашиваются. Время связи с одним счетчиком составляет примерно 10 секунд.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД. Далее по запросу с верхнего уровня с периодичностью один профиль раз в минуту, второй профиль раз в 30 минут информация передается на сервер базы данных. Все процедуры, о которых сказано ранее, происходят автоматически, а время и частота опроса настраиваются вручную на этапе пуско-наладки системы или в процессе эксплуатации системы.

Связь ГЭС с сервером базы данных осуществляется через оптоволоконную линию связи. В качестве резервного канала передачи данных используется сеть связи GSM 900/1800.
 
Выводы

Настоящая АИИС КУЭ/ТУЭ позволила организовать на оптовом рынке часовую торговлю, обеспечила высокую достоверность, оперативность и надежность коммерческого учета электроэнергии при постоянном дистанционном контроле за работоспособностью всех средств учета. Из всего штата сотрудников Нижегородской ГЭС обслуживанием АИИС КТУЭ занимаются всего 2 человека. Система измеряет полный баланс по станции, что минимизирует потери. 
Экономический эффект при внедрении АИИС КУЭ/ТУЭ достигается посредством получения точной, достоверной информации, минимизации потерь и эксплуатационных издержек, снижения затрат на ремонт энергетического оборудования за счет оперативного принятия решений.

Статья опубликована в журнале «ИСУП», № 3(23)_2009

М.С. Черноволов,
ООО «Р.В.С.», г. Москва,
тел.: (495) 797-96-92,
е-mail: mchernovolov@rvsco.ru