Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Богучанская ГЭС

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богучанская ГЭС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов  и  передачи  информации  в  ОАО «АТС»,  ОАО «СО ЕЭС»  и  прочим

заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройства сбора и обработки данных (УСПД), устройство инхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение;

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «Богучанской ГЭС» (далее по тексту -сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

В качестве сервера АИИС КУЭ используется промышленный компьютер HP Proliant DL 380 G7, зав. номер CZ212000HD, производства компании HP с установленным программным обеспечением «Программный комплекс «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ПК «АльфаЦЕНТР») производства ООО «Эльстер Метроника».

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин) 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 результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

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

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

- передача журналов событий счетчиков;

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

УСПД (Устройства сбора и передачи данных RTU-325T, Госреестр № 44626-10) автоматически в заданные интервалы времени производят опрос, считывание, накопление, хранение измерительной информации счетчиков и приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Считанные данные результатов измерений, приведенные к реальным значениям, и журналы событий счетчиков заносятся в энергонезависимую память УСПД.

К УСПД RTU-325T, зав. номер 006096 (далее по тексту УСПД № 1), подключены счетчики ИИК № 1 - 12; к УСПД RTU-325T, зав. номер 006027 (далее по тексту УСПД № 2) -счетчики ИИК № 13, 14, 17 - 19. Обмен информацией счетчиков и УСПД происходит через кабельную линию по цифровому интерфейсу RS-485.

Сервер АИИС КУЭ автоматически в заданные интервалы времени производит считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журналов событий счетчиков. Также сервер АИИС производит опрос и считывание с приведением результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН счетчиков ИИК № 15, 16. Обмен информацией между сервером АИИС КУЭ и УСПД, счетчиками ИИК № 15, 16 осуществляется по цифровым каналам связи стандарта Ethernet. После поступления в сервер АИИС КУЭ считанной информации с помощью внутренних сервисов ПК «АльфаЦЕНТР» данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера АИИС КУЭ (заносятся в базу данных).

При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт.

Передача информации коммерческому оператору оптового рынка электрической энергии и мощности (ОАО «АТС»), в региональное подразделение ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям осуществляется с сервера АИИС КУЭ по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. При необходимости, он подписывается электронной цифровой подписью.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. УССВ реализовано на базе GPS-приемника модели GPS 35 HVS производства компании «Garmin», который формирует импульсы временной синхронизации и точное значение времени. УССВ подключено к УСПД № 1, что обеспечивает ход часов УСПД не хуже ± 10 мс.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД № 1 происходит при каждом обращении к УСПД № 1, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация часов сервера осуществляется при расхождении показаний часов УСПД № 1 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов УСПД № 2 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД № 2, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация часов УСПД № 2 осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД № 2 на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК №№ 1 - 14, 17 - 19 и соответствующего УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация часов счетчиков осуществляется 1 раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 15, 16 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация часов счетчиков осуществляется 1 раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления базами данных (СУБД Oracle), и прикладное ПО - ПК «АльфаЦЕНТР», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии, встроенное ПО УСПД, ПО СОЕВ.

Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.

Таблица 2

Таблица 3

Таблица 4

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение переменного тока от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

• сила переменного тока от 1ном до 1,2-Ihom, cos(p=0,9 инд;

• температура окружающей среды: 20 °С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;

• сила переменного тока 0,0Г1ном до 1,2-Ihom;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

среднее время наработки на отказ:

• счетчики СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140000 часов;

• счетчики Альфа А1802 - не менее 120000 часов;

• УСПД RTU-325T - не менее 55000 часов;

среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для УСПД Тв < 2 часов;

• 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 возможность пломбирования;

• на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

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 АИИС КУЭ, УСПД, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях):

СЭТ-4ТМ.03М - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;

Альфа 1802 - не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;

• УСПД RTU-325T - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 6 Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 1583/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богучанская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июне 2013 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверке ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;

- счетчиков Альфа А1802 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа180. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «ВНИИМС» в 2011 г.;

- УСПД RTU-325T - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: ГДАР.411711.128.МИ «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Богучанская ГЭС». Методика измерений». Аттестована ЗАО НПП «ЭнергопромСервис». Свидетельство об аттестации методики измерений № 055/01.00238-2008/128-2013 от 25 апреля 2013 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

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

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

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

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

Лист № 12

Всего листов 12

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.