Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала ПАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии Филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» (далее- АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной 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 (внешние пользователи) результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика 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- измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5; 0,2; 0,2S; 0,5S по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 и 0,2 по ГОСТ 1983-01, счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАльфа (модификация ЕА02КАЬ-Р3Б-4) класса точности (КТ) 0,2S/0,2 (ГР № 16666-97) по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (24 точки измерения).

2-й    уровень- измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), вклю-чающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД) типа ЯТи-325Н (ГР №44626-10), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень- представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) , устройство синхронизации системного времени, (далее-УССВ), выполненного на базе GPS-приемника типа УССВ-35НVS, локальновычислительную сеть, программное обеспечение «Альф аТ ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых числах кВт^ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи поступает на входы УСПД, где осуществляется сбор, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, хранение результатов измерений и далее данные передаются на СБД (сервер базы данных) АИИС КУЭ.

СБД АИИС КУЭ с периодичностью один раз в 30 минут опрашивает УСПД и считывает с него тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных сервера. С помощью программного обеспечения «АльфаЦентр» формируются макеты в формате xml (80020, 51070), АСКП и xls, которые по электронной почте отправляются всем заинтересованным субъектам оптового рынка. В АТС отправляется макет 80020 с электронной цифровой подписью.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа УССВ-35НVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования 1 раз в час. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени.

Часы УСПД АИИС КУЭ синхронизированы со временем УССВ, синхронизация времени УСПД АИИС КУЭ и УССВ выполняется при расхождении времени УСПД с временем УССВ на величину более чем ±2 с (темп коррекции 90 секунд в час). Синхронизация времени сервера от часов УСПД происходит при каждом опросе УСПД , но не реже 1 раза в 30 минут. Синхронизация показаний часов счетчиков от часов УСПД происходит при каждом запросе профиля нагрузки от счетчика, т.е. каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±2 с (темп коррекции 40 секунд в час).

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии,УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» (Версия 15.07.04)

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014-средний.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

GSZ 20 13800/100, КТ 0,2 Зав. № 30893282 Зав. № 30869784 Зав. № 30869755

ТПШФ-20

3000/5, КТ 0,5 Зав. № 1031 Зав. № 1833 Зав. № 1187

ЕЛ02КАЬ-Р3Б-4 К Т 0 , 2 S/0,2 З ав № 01114200

3

ГГ-3

GSZ 20 13800/100, КТ 0,2 З ав. № 30869760 Зав. № 30869728 Зав. № 30869756

ТПШФ-20

3000/5, КТ 0,5 Зав. № 1030 Зав. № 1189 Зав. № 1184

EЛ02RАL-P3Б-4 КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114204

4

ГГ-4

GSZ 20 13800/100, КТ 0,2 З ав . № 30869768 З ав . № 30869772 Зав. № 30869773

ТШВ 15 5000/5, КТ 0,2 Зав. № 61 Зав. № 63 Зав. № 64

EA02RАL-P3B-4 КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114412

5

ГГ-5

0

3

3

01

0

GSZ 20 13800/100, КТ 0,2 З ав . № 30893266 З ав. № 30893270 Зав. № 30893271

ТШВ 15 5000/5, КТ 0,2 Зав. № 28 Зав. № 27 Зав. № 18

ЕЛ02КАЬ-Р3Б-4 КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114414

6

ГГ-6

в

а

со

GO

V

К

5

3

-

В

С

С

а

с

и

т

к

и

н

S

е

и

р

с

-

S

Р

G

5

4

4

7

0

0

GSZ 20 13800/100, КТ 0,2 Зав. № 30893288 Зав. № 30893286 Зав. № 30893279

ТШВ 15 5000/5, КТ 0,2 Зав. № 7 Зав. № 15 Зав. № 10

ЕЛ02КАЬ-Р3Б-4 КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114215

7

ГГ-7

ан

в

а

СП

Я

5

2

3

-

£

н

R

н

в

и

т

к

А

GSZ 20 13800/100, КТ 0,2 Зав . № 30869738 З ав. № 30869732 Зав. № 30869729

ТШВ 15 5000/5, КТ 0,2 Зав. № 8 Зав. № 12 Зав. № 6

ЕЛ02КАЬ-Р3Б-4

КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114393

8

ГГ-8

VIS WI 1000/1, КТ 0,2S Зав. № 131317415 Зав. № 131317412 Зав. № 131317408

ЕА02КАЬ-Р3Б-4

КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114390

ВЛ 110 кВ ГЭС-Левобережная-1

Т0Л-СЭЩ-10 400/5, КТ 0,5S Зав. № 00640-10 Зав. № 00671-10 Зав. № 00717-10

3НОЛП-6

6000/100 , КТ 0,5 Зав.№ 629 Зав.№ 4849 Зав.№ 636

КРУ-6 кВ Яч.16 Пестовская 1 секция

19

Зав.№ 622 Зав.№ 4852 Зав.№ 592

EA02RAL-P3B-4 КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114396

20

0

3

3

01

0

в

а

со

GO

V

Н

5

3

-

В

С

С

У

а

я

и

т

к

и

н

S

е

и

р

я

-

S

%

G

5

4

4

7

0

0

21

ан

в

а

з

,Н

5

2

3

-

Я

T

R

н

в

и

т

к

А

22

ВЛ 110 кВ ГЭС-Левобереж-ная-2

КРУ-6 кВ Яч.17 Пестовская 2 секция

ОВ

VIS WI 1000/1, КТ 0,2S Зав. № 131317429 Зав. № 131317421 Зав. № 131317428

VIS WI 1000/1, КТ 0,2S Зав. № 131317420 Зав. № 131317424 Зав. № 131317430

ТОЛ-СЭЩ-10 400/5, КТ 0,5S Зав. № 00672-10 Зав. № 00670-10 Зав. № 00668-10

SVS 123 (110000/V3)/(100/V3) КТ 0,2 З ав . № 13/124790 Зав. № 13/124789 Зав . № 13/124783

Зав . № 13/124784 Зав. № 13/124787 Зав. № 13/124785

Зав. № 13/124795 Зав . № 13/124782 Зав. № 13/124796

Зав. № 13/124794 Зав. № 13/124793 Зав. № 13/124788

3НОЛП-6 6000/100, КТ 0,5 Зав.№ 3753 Зав.№ 3751 Зав.№ 590

Зав.№ 622 Зав.№ 4852 Зав.№ 592

EA02RAL-P3B-4 КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114203

EA02RAL-P3B-4 КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114371

EA02RAL-P3B-4 КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114421

ВЛ 220кВ ГЭС-Вязники

ТГФ220-П*

1200/1, КТ 0,2S Зав. № 403 Зав. № 402 Зав. № 398

TVG 245 (220000/V3)/(100/V3) КТ 0,2 Зав. № 30060126 Зав. № 30060127 Зав. № 30060128

Зав. № 30060117 Зав. № 30060119 Зав. № 30060118

Зав. № 30060125 Зав. № 30060124 Зав. № 30060123

EA02RAL-P3B-4 КТ 0,2S/0,2 Зав № 01114209

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) Ином, ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 инд.<соБ ф<0,8 емк, допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 70 °С, для УСПД от 5 до 50 °С и сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от 5 до 25 °С.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии рабочих условиях_

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: температура окружающей среды (23±2) °С, напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) !ном, 0,5 инд <cos ф<0,8 емк приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии_

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАльфа

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 50 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч; трансформатор тока (напряжения)

-среднее время наработки на отказ не менее 40-105 часов,

УСПД RTU-325Н

-    среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 часов,

-    среднее время восстановления работоспособности tв = 2 час. сервер

-    среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 часов,

-    среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика и УСПД:

-    параметрирования;

-    воздействия внешнего магнитного поля;

-    вскрытие счетчика;

-пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

журнал сервера:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    потери и восстановления связи со счётчиками;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    корректировки времени в счетчике и сервере;

-    изменения ПО.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    сервера ИВК;

УСПД;

защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-15-7714348389-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии Филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 22.02.2017 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-    счётчики "ЕвроАльфа" по документу "ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункцио-нальные ЕвроАльфа. Методика поверки", согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г;

-    УСПД RTU-325H по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325Т. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г;

-    радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).

Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

приведены в документе Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии Филиала ПАО «РусГ идро» - «Нижегородская ГЭС». Свидетельство об аттестации №161/Ra.RU 311290/2015/2017 от 09 января 2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии Филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС»

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

ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия ГОСТ 31819.22-2012. 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 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ГЕС 62053-23:2003, MOD)