Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Богучанская ГЭС"
- ООО "Инфинити", г.Нижний Новгород
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:93238-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Богучанская ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2.0 Пром», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного 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 и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, формирование, хранение и передача полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД передается при помощи технических средств приема-передачи данных на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится независимо от величины расхождения показаний часов УСПД и часов сервера.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ АО «Богучанская ГЭС» наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 1 указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0 Пром». ПО «Пирамида 2.0 Пром» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0 Пром». Уровень защиты ПО «Пирамида 2.0 Пром» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0 Пром» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0 Пром»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
| Идентификационное наименование ПО | Binary Pack Controls. dll | Check Data Integrity. dll | Coml ECFunctio ns.dll | ComModbu sFunctions. dll | Com StdFunct ions.dll | DateTimeP rocessing.d ll | Safe Values DataUp-date.dll | Simple Verify Data Statuses. dll | Summary Check CRC.dll | Values DataProc essing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 10.6 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB1 5476 | E021CF9 C974DD 7EA9121 9B4D475 4D5C7 | BE77C56 55C4F19F 89A1B412 63A16CE 27 | AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC 917 | EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 | D1C26A2 F55C7FEC FF5CAF8 B1C056F A4D | B6740D34 19A3BC1 A4276386 0BB6FC8 AB | 61C1445 BB04C7 F9BB42 44D4A0 85C6A3 9 | EFCC55 E91291D A6F8059 7932364 430D5 | 013E6FE 1081A4 CF0C2D E95F1B B6EE64 5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер/ УСВ | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | Богучанская ГЭС, ГГ-1 15,75 кВ | JKQ 940С Кл.т. 0,2S 15000/5 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | TJC 6-G Кл.т. 0,2 15750/^3/100/^3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Интеллектуальный контроллер SM160-02M Рег. № 71337-18 | Сервер АО «Богучан-ская ГЭС» УСВ-3 Рег. № 84823-22 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 |
| 2 | Богучанская ГЭС, ГГ-2 15,75 кВ | JKQ 940С Кл.т. 0,2S 15000/5 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | TJC 6-G Кл.т. 0,2 15750/^3/100/^3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 | ||
| 3 | Богучанская ГЭС, ГГ-3 15,75 кВ | JKQ 940С Кл.т. 0,2S 15000/5 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | TJC 6-G Кл.т. 0,2 15750/^3/100/^3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 4 | Богучанская ГЭС, ГГ-4 15,75 кВ | JKQ 940С Кл.т. 0,2S 15000/5 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | TJC 6-G Кл.т. 0,2 15750/^3/100/^3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Интеллектуальный контроллер SM160-02M Рег. № 71337-18 | Сервер АО «Богучанская ГЭС» УСВ-3 Рег. № 84823-22 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 |
| 5 | Богучанская ГЭС, ГГ-5 15,75 кВ | JKQ 940С Кл.т. 0,2S 15000/5 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | TJC 6-G Кл.т. 0,2 15750/^3/100/^3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 | ||
| 6 | Богучанская ГЭС, ГГ-6 15,75 кВ | JKQ 940С Кл.т. 0,2S 15000/5 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | TJC 6-G Кл.т. 0,2 15750/^3/100/^3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 | ||
| 7 | Богучанская ГЭС, ГГ-7 15,75 кВ | JKQ 940С Кл.т. 0,2S 15000/5 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | TJC 6-G Кл.т. 0,2 15750/^3/100/^3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 | ||
| 8 | Богучанская ГЭС, ГГ-8 15,75 кВ | JKQ 940С Кл.т. 0,2S 15000/5 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | TJC 6-G Кл.т. 0,2 15750/^3/100/^3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 | ||
| 9 | Богучанская ГЭС, ГГ-9 15,75 кВ | JKQ 940С Кл.т. 0,2S 15000/5 Рег. № 41964-09 Фазы: А; В; С | TJC 6-G Кл.т. 0,2 15750/^3/100/^3 Рег. № 49111-12 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 10 | Богучанская ГЭС, КРУЭ-220 кВ, Элегазовый токопровод 220 кВ в сторону 1АТ | JR 0,5 Кл.т. 0,2S 2000/1 Рег. № 35406-07 Фазы: А; В; С | SU252/B34 Кл.т. 0,2 220000/^3/100/^3 Рег. № 44734-10 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Интеллектуальный контроллер SM160-02M Рег. № 71337-18 | Сервер АО «Богучан-ская ГЭС» УСВ-3 Рег. № 84823-22 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 |
| 11 | Богучанская ГЭС, КРУЭ-220 кВ, Элегазовый токопровод 220 кВ в сторону 2АТ | JR 0,5 Кл.т. 0,2S 2000/1 Рег. № 35406-07 Фазы: А; В; С | SU252/B34 Кл.т. 0,2 220000/^3/100/^3 Рег. № 44734-10 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 | ||
| 12 | Богучанская ГЭС, ввод 220 кВ Т7 | ТВ-ТМ-35 Кл.т. 0,2S 1500/1 Рег. № 61552-15 Фазы: А; В; С | SU252/B34 Кл.т. 0,2 220000/^3/100/^3 Рег. № 44734-10 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 | ||
| 13 | Богучанская ГЭС, ввод 220 кВ Т8 | JR 0,5 Кл.т. 0,2S 1500/1 Рег. № 35406-12 Фазы: А; В; С | SU252/B34 Кл.т. 0,2 220000/^3/100/^3 Рег. № 44734-10 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 | ||
| 14 | Богучанская ГЭС, ввод 220 кВ Т9 | JR 0,5 Кл.т. 0,2S 1500/1 Рег. № 35406-12 Фазы: А; В; С | SU252/B34 Кл.т. 0,2 220000/^3/100/^3 Рег. № 44734-10 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 15 | Богучанская ГЭС, КРУ2-6 кВ, 1С 6 кВ, яч. 41, КЛ-6 кВ | ТЛП-10-6 Кл.т. 0,2S 100/5 Рег. № 30709-08 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП.4-6У2 Кл.т. 0,2 6300/^3/100/^3 Рег. № 23544-07 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Интеллектуальный контроллер SM160-02M Рег. № 71337-18 | Сервер АО «Богучанская ГЭС» УСВ-3 Рег. № 84823-22 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 |
| 16 | Богучанская ГЭС, КРУ2-6 кВ, 2С 6 кВ, яч. 50, КЛ-6 кВ | ТЛП-10-6 Кл.т. 0,2S 100/5 Рег. № 30709-08 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП.4-6У2 Кл.т. 0,2 6300/^3/100/^3 Рег. № 23544-07 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1,4 2,3 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) | ±5 с | ||||||||
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и
реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2 % от 1ном;
cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 16 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| сила тока, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| сила тока, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и | от -45 до +40 |
| УСПД °С | от +15 до +25 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 180000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| 1 | 2 |
| для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | JKQ 940С | 27 |
| Трансформаторы тока встроенные | JR 0,5 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТВ-ТМ-35 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10-6 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | TJC 6-G | 27 |
| Трансформаторы напряжения | SU252/B34 | 15 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП.4-6У2 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 16 |
| Контроллеры многофункциональные | Интеллектуальный контроллер SM160-02M | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер АО «Богучанская ГЭС» | — | 1 |
| Методика поверки | — | 1 |
| Формуляр-паспорт | АУВГ.420085.103.ФП | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Богучанская ГЭС», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.