Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачи данных в утвержденных форматах удаленным заинтересованным пользователям.

Полученные данные и результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерений активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии);

-    ведения единого времени при выполнении измерений активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств и объектов измерений;

-    периодического (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматического сбора привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств и объектов измерений;

-    хранения не менее 3,5 лет результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных), данных о состоянии средств и объектов измерений;

-    обработки, формирования и передачи результатов измерений в ХМЬ-формате по электронной почте Коммерческому Оператору (далее - КО) и внешним организациям с электронной подписью;

-    предоставления по запросу КО дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера (АРМа) ИВК системы на всех уровнях АИИС КУЭ;

-    обеспечения защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

-    диагностики функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), в состав которых входят: трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5; 0,2; 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2; 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 модификация А1802КАЬ-Р40Б-Б1^4) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 (ГР № 31857-06, ГР № 31857-11), счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация A2R-4-AL-C29-T+) класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР № 14555-02), счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 (модификация A2R2-4-AL-C29-T) класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР № 27428-04).

2-й    уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), в состав которых входят: устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) серии RTU-327 (модификация RTU-327LV01, ГР № 41907-09), устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемников типа Garmin GPS 16x-HVS (основное устройство), комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л (ГР № 49933-12) (резервное устройство), технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), в состав которого входят: сервер баз данных (СБД), с установленным криптографическим программным обеспечением (далее - ПО) и ПО «АльфаЦЕНТР», источник синхронизации системного времени- специализированный тайм-сервер, автоматизированное рабочее место (АРМ), технические средства приема-передачи данных и каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы (каналообразующая аппаратура), 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 вторичным измерительным цепям (проводным линиям) 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 равных 30 мин.

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

Цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где производится сбор, обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), хранение и передача результатов измерений на уровень ИВК АИИС КУЭ.

Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от УСПД до ИВК (сервера) используются в качестве основных комбинированные каналы связи, включающие в себя проводной, оптоволоконный и беспроводной (спутниковый) участки. Комбинированные каналы связи используют протоколы Ethernet и TCP/IP. В качестве резервного канала связи используется GSM-сеть связи.

ИВК при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматизированный и/или по запросу сбор и хранение результатов измерений, формирование и отправку отчетных документов в XML-формате в программно - аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО) АО «АТС» и заинтересованным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений в XML-формате, отправляемые в ПАК КО АО «АТС», подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее-СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В состав СОЕВ входят: счетчики электрической энергии, УСПД с устройствами синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника типа Garmin GPS 16x-HVS (основное устройство), комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л (резервное устройство) и сервер ИВК со специализированным тайм-сервером, входящим в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ.

СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени от источников точного времени при проведении измерений электрической энергии.

Время УСПД АИИС КУЭ синхронизировано со временем GPS-приемника, корректировка часов УСПД выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов УСПД и GPS-приемника на величину более ±2 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов УСПД выполняется один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов УСПД на величину более ±2 с выполняется их корректировка.

В качестве резервного источника синхронизации времени УСПД используется комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л, который подключен к локальной сети объекта автоматизации по стандарту Ethernet.

Синхронизация времени ИВК осуществляется от специализированного тайм-сервера, входящего в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющий получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР». Коррекция системного времени ИВК осуществляется один раз в час при расхождении показаний часов сервера ИВК и тайм-сервера на величину более ±1 с.

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

Журналы событий счетчика электрической энергии, 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 не ниже 14.05.01). Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения

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

Наличие специальных средств защиты - разграничение прав доступа, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключают 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.

On

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

н

о

н

о

"1

н

"1

н

"I

н

Д (J ' о

ю

н

ю

ю

iо*

iо*

ю

iо*

W

3

II

Ю    <|

о    00

Я    °

О    нн

Di    ю

V, •    0

«    ^ L/i

о

W

3

сг>

я

LtJ

«

Н

JO

■л

W

3

II

о

о

W

Н

JO

о

^1

О

40

ю

о

00

сг>

я

On

LtJ

О

о

о

н

РЗ

со

К

03 2 о

43

к

н

<т>

и

ег

X

о

4 о

я

РЗ

X

РЗ

и

РЗ

TI

Н

М

ю

ю

-к

I

р

0

ю

40

1

н

+

со

РЗ

со

тп

ю ^ t-4

RTU 327LV01, зав.№ 007681

о\

GPS-приемник, зав.№ 003032 (основное устройство), CTB-01JI, зав.№ 026449 (резервное устройство)

GPS-приемник, зав.№ 003031 (основное устройство), CTB-01JI, зав.№ 026449 _(резервное устройство)_

Ч,

ю

О

о оо

R 2

Н

о

"ю

ю

0 ю

1

RTU 327ЬУ01,зав № 007680

W

н

JO

сл

Н

"1

I

Ю

U)

о

U)

н

о

о

о

о

о

о

о

s

о ^ ол

Н

(J

О

К

и

ег

X

о

SC

о    о

О    О

40    ^ vo ^

0    h* о h*

_1_, ю*__ ю'

Lti    Lti

40    оо

40    о

Д (J ' о

н

ю

н

О

Ю

я

сл

о

о

ю ю ^

О ■ О

О Ю

^ ч ю ч

о

^ [f .°    И О

оо и    D ^

2 ю я    ^ £

^    4^ Г

н

"I

Трансформатор

напряжения

Наименование

присоединения

Трансформатор

тока

УССВ уровня ИВКЭ

Номер

ИК

Счетчик

УСПД

тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ

УССВ уровня ИВК

Вид электроэнергии

Активная/Реактивная

40

Продолжение таблицы 2

VO

00

н

о

Н

О

Н    |_|

Q н

Д    (J

н    о

£    К

"1

н

"I

н

"I

i_j Н

S? U

§ О

00

о

0 ю

1

Lt\

Д    (J

н    о

2;    ^

£    &

Д (J н о

ю 00

Н

(J

О

о И й

ю

ю*

ю

сл

я

W

«

ч,

LtJ

о

о

со со со рэ рэ рэ со со

со со со _ а р fo Ч СО

о со Р3

О Р vo Й3 £

рэ

1Л* 1Л*

а i? § ° Di

м

i? о

^1 ^1 ^1 <J\ <J\

i?

ю*

СГ>

Я

LtJ

рэ ю СИ Q ^1

4^ 00 ^1 ю

н

>

н

'—з ■—з

ООО

ООО

о

^1

4^

4^

оо

^1

W

Н

«

н

JO

IO

о    о

_ о    о

ю ю    ю

ч| С\    w

о

о

оо

VO

w

о

о

о

о

о

о

со со

рз рз

I5 И н

ig== Ю (O L»l

О 4^ ■ 4^

Ю

,— 4 to 4

а

м

Lti Lti

ю ю

to

о

о

OJ OJ Ov Ov Ov Ov

VO vo 4^

4^

TI

О    00

- и    О

я ?    П

^    L|

>

W

Н

о

о

to    ^

£    «

OV    ;,

00    -2J

о    ^

to

2    со    «

,_,    СО    !_J

^    со    “

Si    Р    Я

Ul    Z    <л

4^    ю'

to

to

О &

to to vp

ит

оо ^ ‘С4

ти

Lt, ^ t-4

Ov

Ю

о

п>

*1

о

й

К

о

н

о

со

и

К

о

н

00

VO

тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ

GPS-приемник, зав.№ 003030 (основное устройство), CTB-01JI, зав.№ 026449 (резервное _устройство)_

RTU 327LV01, зав.№ 007682

GPS-приемник, зав.№ 003031 (основное устройство), CTB-01JI, зав.№ 026449 (резервное устройство)

RTU 327ЬУ01,зав № 007680

Активная/Реактивная

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее - ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1)Uном, ток (0,05-1,2)[ном для ИК № 1-12 и ток (0,01-1,2)!ном для ИК № 13-14; 0,5 < еоБф < 0,8; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 45 до плюс 40 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 55 °С, для УСПД от минус 20 до плюс 50 °С, сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии при рабочих условиях эксплуатации_

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02)0^, ток (0,05-1,2)[ном для ИК № 1-12 и ток (0,01-1,2)[ном для ИК № 13-14; 0,5<cos ф<0,8,) 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:

счетчики электрической энергии многофункциональные типа Альфа А 1800, Альфа, Альфа А2

-    среднее время наработки на отказ Тср = 120 000 ч,

-    средний срок службы не менее 30 лет;

счетчики электроэнергии многофункциональные Альфа

-    среднее время наработки на отказ Тср = 100 000 ч,

-    средний срок службы не менее 30 лет; трансформаторы тока (напряжения)

-    среднее время наработки на отказ Тср = 400 000 ч,

-    средний срок службы не менее 25 лет;

УСПД RTU-327LV01

-    среднее время наработки на отказ Тср = 240 000 ч,

-    средний срок службы не менее 30 лет; сервер ИВК

-    среднее время наработки на отказ Тср = 141 241 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью блоков аккумуляторных батарей и устройства АВР,

-    резервирование каналов связи ИВКЭ и ИВК,

-    резервирование питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания. Регистрация событий:

журнал событий счетчика и УСПД:

-    параметрирование,

-    пропадание/восстановление питания счетчика;

-    снятие крышки зажимов и кожуха счетчика;

-    пропадание/восстановление связи

-    пропадание/восстановление напряжения (по фазам);

-    коррекции времени счетчика, УСПД,

-    количество нажатий на кнопку «RESET» счетчика,

-    очистка журнала событий; журнал сервера:

-    даты начала регистрации измерений.

-    перерывов электропитания,

-    пропадангие/ и восстановления связи с точкой опроса,

-    программные и аппаратные перезапуски,

-    корректировки времени сервера и УСПД,

-    изменения ПО,

-    сообщения, связанные с защитой программного обеспечения.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков электрической энергии,

-    клеммников измерительных трансформаторов,

-    промежуточных клеммников и автоматов вторичных измерительных цепей,

-    сервера ИВК,

-    УСПД;

защита информации на программном уровне:

-    пароль доступа на счетчики электрической энергии,

-    пароль доступа на УСПД;

-    пароль доступа на сервер,

-    шифрование результатов измерений при передаче информации сторонним организациям (использование цифровой подписи)

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская.

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 4222-13-7714348389-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 01.03.2017 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    измерительные трансформаторы напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и ГОСТ 8.216-2011;

-    многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии типа Альфа А1800 по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

-    счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011г, «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;

-    многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии типа Альфа по документу «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»;

-    счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2004 г;

-    устройства сбора и передачи данных RTU-327 по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU- 327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г;

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

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в 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 02.07.2015 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 (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская». Свидетельство об аттестации №188/RA.RU. 311290/2015/2017 от 17.02.2017.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (мощности) 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1 Севастопольская

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 Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S

ГОСТ Р 52425-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии

ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)

ГОСТ 26035-83. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия