Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "РусГидро" (Загорская ГАЭС (филиал))

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «РусГидро» (Загорская ГАЭС (филиал)) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации 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 (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту счетчики) и вторичные измерительные цепи.

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя локальное устройство сбора и передачи данных на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) RTU-325, УССВ-35НУБ, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи и специализированное программное обеспечение (ПО).

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (сервер БД), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение (ПО), установленное в Центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (не реже 1 раза 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 результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

-    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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

-    передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК.

На уровне ИВК происходит дальнейшая обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-35ИУБ, включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). Шкала времени УСПД синхронизирована с метками временем устройства синхронизации системного времени, сличение 1 раз в 60 минут, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию шкалы времени сервера. Сличение шкалы времени УСПД со шкалой временем сервера выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД - сервер. Корректировка шкалы времени сервера осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования шкалы времени УСПД и сервера более чем на ± 1 с. УСПД осуществляет коррекцию шкалы времени счетчиков. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой временем УСПД выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД со счетчиками. Корректировка шкалы времени осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования шкалы времени и счетчиков более чем на ± 1 с.

Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика, УСПД, сервера.

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

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.1 - 1.3. Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»_

Таблица 1.3 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО « АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ

Примечания:

1    Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2    Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98-Цном до 1,02-Цном;

-    сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

5    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,9-Ином до 1,1-Ином,

-    сила тока от 0,05 1ном до 1,21ном для ИК № 3 - 8, 11 - 14 и от 0,011ном до 1,21ном для ИК № 1, 2, 9, 10, 15 - 27.

температура окружающей среды:

-    для счетчиков от плюс 10 до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по, ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

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

7    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8    Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -

активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    для счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

-    для счетчиков электроэнергии многофункциональных типа ЕвроАЛЬФА (Г осреестр № 16666-97) - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

-    для счётчиков электроэнергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

-    для сервера ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчиков электрической энергии Тв < 24 часа;

-    для УСПД Тв < 1 час;

-    для сервера Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД и сервере ИВК;

-    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

-    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

-    фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД и сервере ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -составляет 300 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 30 лет;

-    счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 16666-97) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 74 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 5 лет;

-    УСПД - хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Основные средства поверки:

-    для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    для счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    для счётчиков электроэнергии многофункциональных ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 16666-97) - по документу «Счетчики электроэнергии многофункциональные ЕвроАЛЬФА. Методика поверки»;

-    для счётчиков электроэнергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1 «Методика поверки», согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    для УСПД осуществляется по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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: «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «РусГидро» (Загорская ГАЭС (филиал)). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 1886/55001.00229-2015 от 14.12.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «РусГидро» (Загорская ГАЭС (филиал))

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.