Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) "Баксанская ГЭС" филиал ОАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал", 54317-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» -«Кабардино-Балкарский филиал» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «РусГидро», ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «A1800RALQ- P4GB-DW-4» класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 12 измерительных каналов системы по количеству точек учета электроэнергии.

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки» (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр», переносной пульт (L) HP ProBook 6550b с соответствующим программным обеспечением, предназначенный для опроса счетчиков или УСПД с последующим импортом в центральную БД, устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) и далее осуществляет передачу накопленных данных по каналам связи на верхний уровень системы (сервер БД).

Информационный обмен между уровнями ИИК и ИВКЭ осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485. Основной канал связи между уровнем ИВКЭ и сервер БД АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» осуществляется по существующей волоконнооптической линии связи Макрорегионального филиала «Юг» ОАО «Ростелеком».

Передача информации в организации - участники ОРЭ, ИАСУ ОАО «АТС» и заинтересованным сторонам осуществляется от сервера БД АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» по внешнему каналу связи.

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й уровни АИИС

КУЭ.

Лист № 2 Всего листов 15

Функции сервера ИВК выполняет Сервер АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» п. Кашхатау.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    измерение календарного времени и интервалов времени;

-    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., 60 мин., 1 день, 1 месяц);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена - участникам оптового рынка электроэнергии;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников 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 времени).

Принцип действия:

Первичные фазные 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

С выхода счетчика цифровой сигнал по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS 485 поступает в УСПД типа RTU 327, где осуществляется сбор, хранение и обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт-ч, (квар-ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН - а также её накопление и передача на СБД.

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

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

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), созданной на базе устройства синхронизации системного времени типа УСВ -2 производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» г.Владимир, принимающего сигналы навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. СОЕВ обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационно-вычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счётчик, УСПД и сервер) по единому календарному времени.

Лист № 3 Всего листов 15

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически по сигналам УСВ-2 при расхождении показаний часов на величину более чем ±1 с., погрешность синхронизации не более

0,1 сек. Контроль времени счетчиков автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±2 с.

Таким образом, погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Программное обеспечение

В составе АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», которое реализует задачи и функции АИИС КУЭ и включает в себя:

-    уровень программного обеспечения счётчиков «АЛЬФА А1800» (ПО «Metercat (AlphaPlus W 2.1)»);

-    уровень программного обеспечения УСПД серии RTU-327 ПО «Альфа Центр» -АС_ RTU-327).

-    программное обеспечения мобильного автоматизированного рабочего места (переносной пульт) - «Альфа ЦЕНТР АС_ Laptop»;

-    программное обеспечение системы управления базами данных (СУБД) - «Альфа

Центр».

Защита ПО от несанкционированного доступа, на программном и логическом уровнях, реализуется за счет многоуровневых паролей доступа, при этом для каждого пользователя устанавливаются имена и пароли, соответствующие его полномочиям.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО, установленного в ИВКЭ АИИС КУЭ

ПО «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.

Технические характеристики

Состав ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р = 0,95.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Примечания:

1.    Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%р и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)-U^ сила тока - (0,01 - 1,2) 1ном; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота -(50 ± 0,15) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

-    температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от минус 20 С до + 40 С;

счетчиков - от +15°С до +25°С; ИВК - от +15°С до +25°С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (100±4) кПа.

3.    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

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

-    сила тока от 0,011ном до 1,2 1ном ;

-    температура окружающей среды:

-    для ТТ и ТН от минус 20°С до +40°С;

-    для счетчиков электрической от +15 С до +25 С;

-    относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;

-    атмосферное давление - (100±4) кПа.

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п.5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке на предприятии филиала ОАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал». Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

•    счетчик электроэнергии Альфа 1805 - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

•    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

•    УСПД (RTU 327) - среднее время наработки на отказ не менее 70000часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

•    для счетчика Тв < 2 часа;

•    для УСПД Тв < 2 часа;

•    для компьютера переносной пульт Тв < 1 час;

•    для модема Тв < 2 часа.

Надежность системных решений:

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

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени;

-    журнал УСПД:

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение сервера;

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    выводы измерительных трансформаторов тока;

-    электросчётчика;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А 1800 - не менее 30 лет;

-    ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» - «КабардиноБалкарский филиал» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» - «КабардиноБалкарский филиал» представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

Поверка АИИС КУЭ осуществляется по документу МИ 3000-2006«ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Перечень основных средств поверки:

-    средства поверки измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    средства поверки измерительных счетчиков электрической энергии типа Альфа 1805- в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    средства поверки УСПД в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300.Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 году;

-    средства поверки УСВ-2 - в соответствии с документом «ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2009г.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» -«Кабардино-Балкарский филиал». Методика аттестована метрологической службой ЗАО «РИТЭК - СОЮЗ», свидетельство об аттестации № 029/01.00190-02.2013 от 20.02.2013г.

Нормативные и технические документы устанавливающие требования к системе автоматизированной, информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал».

ГОСТ 8.596-2002. ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

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

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии». МИ 2441-97    «Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие

требования».

БЕКВ.422231.054.РЭ «Руководство по эксплуатации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) КУЭ «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.