Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КРУЭ 220 кВ Богучанской ГЭС филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Сибири, 56873-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КРУЭ 220 кВ Богучанской ГЭС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, Зх-уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325T (Госреестр № 44626-10, зав. № 006027), и технических средств приема-передачи данных.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

УСПД предназначено для обеспечения контроля АИИС КУЭ, а также с целью контроля достоверности данных предоставленных результатов измерений.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), установленный в здании филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири расположенного по адресу г. Красноярск ул. Ады Лебедевой 117, с периодичностью один раз в сутки производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация часов АИИС КУЭ обеспечивается с помощью устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ), подключенного к УСПД. Часы УСПД синхронизируются от сигналов точного времени со спутников, принимаемых УССВ, сличение ежесекундное. Далее по часам УСПД осуществляется корректировка часов счетчиков при расхождении более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

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

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) "АльфаТЦЕНТР", в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО "АльфаЦЕНТР" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "АльфаЦЕНТР".

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК

к

W

►2 р3

чЗ ^

сг> Я х и

К

SC

ТН

тн

ТТ

н

х

II

V ю

Г?    1-Н

° 5* £ S н

о 11

oj

^ W to

^ 3 я

£ II н

s    II -

I    о

О О сл

40 D;

ю*

w « ‘н

^ II £

О 05 0^0 00

>

>

td

td

td

О

О

о

х

о

Ov

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

н

X

II

V ю

Z О W

!о ° н ОО g II

о ^ ^

оо

о

о

Счетчик

660000

0

(J

н

1

-р*.

н

о

о

о

оо

о

LtJ

>

ю

Ov

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации,

№ Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Наименование измеряемой величины

Ктт'Ктн'Ксч

со рэ

СИ

о

й 2 43 §

Sc

О

оч

о

03

X

рэ

Л

а>

X

X

а>

н

К

я

TI

о

РЭ

П

X

со

X

Р

>

п

X

СИ

X

р

Вид энергии

td

о

п>

*1

о

й

к

о

н

о

со

н-

н-

JO

'ui

vo

К

о

н

н- н-

\о "vo

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 81 %

Основная относительная погрешность ИК (± 8), %

я

43

о

о

*

<т>

д

д

<т>

н

РЭ

04

Й

д

с

Е

ю

СН. Шкаф распределения питания = 10ADA00+10CBQ02 (Шкаф ввода №3)

В Л Д-146

ю

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТН

ТТ

н

д

о н

° II о "

о

^ "ю

о

о

н

Д

II

ю

ю

о

о

о

о

^ Я

^ НН Н

OJ    W II

о\    <5 0

0\    л Р

^    II £

О 05

0^0 00 „

^ Я

^ НН Н

OJ W II о\ <5 0 On ^ Р

^ II £

О 05

0^0 00 Ч л

i? S3    W

-(^ н    н

2 п    и 5

I    о    ^

° ^    00 оо ^

i? LtJ ^1 00

^1

I

о

00

VO

On

S'S

о 05

JO

IO

о

о

О td >

И

>

И

>

td

>

td

>

О

о

о

О

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

О

(J

Н

■

н

£

о

OJ

о

о\

оо

о

оо

о

оо

ю

о

VO

-р*.

^1

OJ

660000

10

ON

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

п

S

D3

д

рэ

TI

о

РЭ

п

К

D3

д

Р

>

п

д

со

Я

рэ

>

3

д

со

д

РЭ

00

td

о

<т>

*1

о

Й

д

о

н

о

со

VO

д

о

н

Ю On

я

-а

о

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

<т>

*1

о

Й

к

о

н

о

со

К

о

н

Ю

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

3.    Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1 - 1,2) 1ном, еоБф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (18 - 25) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Цном; ток (0,01(0,02) - 1,2) 1ном;

0,5 инд. < еоБф < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 65 °С; для УСПД от минус 10 °С до 55 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для еоБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35 °С

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии 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 (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 140 000 ч., время восстановления работоспособности TB=24 ч.;

-    устройство сбора и передачи данных типа RTU-325T - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 55 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 2535,5 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

-    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

-    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

-    Ремонтопригодность;

-    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

-    Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

-    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

-    журнал событий счетчика:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в счетчике.

-    журнал событий ИВКЭ:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в УСПД.

-    журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчиков;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательных коробок;

-    УСПД;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

-    установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений

-    не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КРУЭ 220 кВ Богучанской ГЭС филиала ОАО «ФСК ЕЭС»

- МЭС Сибири.

Комплектность АИИС КУЭ КРУЭ 220 кВ Богучанской ГЭС филиала ОАО «ФСК ЕЭС»

- МЭС Сибири представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

Осуществляется по документу МП 56873-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КРУЭ 220 кВ Богучанской ГЭС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1 являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

04 декабря 2007 г.;

-    устройства сбора и передачи данных типа RTU-325T - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки ДЯИМ.466215.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2010 году;

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в Технорабочем проекте, шифр 7753-039-АКУ.ТРП на Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электрической энергии КРУЭ 220 кВ Богучанской ГЭС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КРУЭ 220 кВ Богучанской ГЭС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири

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

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

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

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

5.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

6.    Технорабочий проект, шифр 7753-039-АКУ.ТРП на Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электрической энергии КРУЭ 220 кВ Богучанской ГЭС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири.

Рекомендации к применению

-    при осуществление торговли и товарообменных операций.