Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 2 (Кумская ГЭС (ГЭС-9), Иовская ГЭС (ГЭС-10), Княжегубская ГЭС (ГЭС-11) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1", 61860-15

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 2 (Кумская ГЭС (ГЭС-9), Иовская ГЭС (ГЭС-10), Княжегубская ГЭС (ГЭС-11) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 32 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2.1 (32 точки измерений). АИИС КУЭ реализуется на Кумской ГЭС (ГЭС-9), расположенной на реке Кума возле п. Кумапорог, Лоухского района Республики Карелия и на Иовской ГЭС (ГЭС-10), Княжегубской ГЭС (ГЭС-11) каскада Нивских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», территориально расположенных на реке Иова, возле п. Зареченск и реке Ковда возле п. Зеленоборский Кандалакшского района Мурманской области соответственно.

ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-й    уровень - комплексы информационно-измерительные (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа A1800 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части измерения активной электроэнергии) и класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части измерения реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи данных.

2-й    уровень - комплексы энергообъектов измерительно-вычислительные (ИВКЭ), созданные на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-300 (Госреестр СИ РФ № 19495-03, зав. №№ 000977, 000978, 000980), источников бесперебойного питания, автоматизированных рабочих мест (АРМ) персонала ИВКЭ и технических средств каналов приема-передачи данных.

3-й    уровень - комплекс информационно-вычислительный (ИВК), включает в себя сервер базы данных (БД), источник бесперебойного питания, АРМ персонала ИВК и технических средств приема-передачи данных.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня силы тока и напряжения, 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 1 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 1 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 автоматически производят опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по основному или резервному каналам передачи данных на верхний уровень системы (сервер БД ИВК АИИС КУЭ), а также отображение информации по подключенным к УСПД ИВКЭ устройствам. В качестве основного выделенного канала связи используется корпоративная сеть передачи данных ЛВС Ethernet энергообъектов -волоконно-оптическая линия связи (ВОЛС) - ЛВС Ethernet филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1». В качестве резервных выделенных каналов передачи данных может быть задействованы резервная ВОЛС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», арендуемая ВОЛС у сторонней организации, коммутируемый канал сотовой связи стандарта GSM 900/1800 МГц регионального оператора или коммутируемый канал телефонной сети связи общего пользования (ТфССОП) - ВЧ-связь - ТфССОП. При выходе из строя линий связи или УСПД ИВКЭ предусмотрен ручной сбор измерительной информации с оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с последующим переносом этой информации в базу данных сервера.

Сервер БД ИВК АИИС КУЭ, установленный в ЦСОИ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера    БД ИВК АИИС КУЭ.

На уровне ИВК системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов каскада Нивских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Один раз в сутки учетная информация по инициативе ИВК АИИС КУЭ, в соответствии с согласованными сторонами регламентами, передается в ОАО «АТС» и другие организации-участники оптового рынка электроэнергии.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации системного времени УССВ, подключенных к УСПД ИВКЭ Кумской ГЭС (ГЭС-9), Иовской ГЭС (ГЭС-10) и Княжегубской ГЭС (ГЭС-11). Время встроенных часов УСПД ИВКЭ синхронизировано с единым календарным временем, сигнал которого принимается через приёмник GPS16-HVS со спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более

0,1 с. Корректировка времени встроенных часов УСПД ИВКЭ осуществляется автоматически 1 раз в 60 мин, при обнаружении рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов УСПД ИВКЭ более ± 1 с.

УСПД ИВКЭ осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов УСПД ИВКЭ, выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД ИВКЭ и счетчика более ± 2 с. От УСПД ИВКЭ так же обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ персонала.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программных обеспечений (ПО).

Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программное обеспечение «АльфаЦЕНТР».

ПО АИИС КУЭ на базе «АльфаЦЕНТР» функционирует на нескольких уровнях:

-    программное обеспечение счетчиков;

-    программное обеспечение УСПД ИВКЭ;

-    программное обеспечение сервера БД ИВК;

-    программное обеспечение АРМ персонала;

-    программное обеспечение инженерного пульта.

ПО «АльфаЦЕНТР» предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.

Файл ac_metrology.dll является библиотекой метрологически значимых функций версии 12.01 программного модуля «АльфаЦЕНТР Коммуникатор» версии 4.10 ПО «АльфаЦЕНТР» версии 15.01.01. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.2 нормированы с учетом ПО;

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует уровню «высокий».

Технические характеристики

Состав информационно-измерительных комплексов и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2 соответственно.

Таблица 2.1 - Состав информационно-измерительных комплексов ИК АИИС КУЭ

Я

чз

о

о

и

*

<т>

X

X

<т>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

Иовская ГЭС (ГЭС-10), Л-159

Иовская ГЭС (ГЭС-10), Л-158

Иовская ГЭС (ГЭС-10), Л-151

Иовская ГЭС (ГЭС-10), генератор № 2

Иовская ГЭС (ГЭС-10), генератор № 1

ю

Счетчик

Счетчик

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Я

н

я

а

* д

К) ° “

О J

^ О

^ о II

^ ^LP

^ w Ld О

о

U)

£3*

4^ Н Ч

S 11 ||

н- Os о

^ § ы

К й

£3*

4^ Н Ч

S 11 ||

Os о

О К>

i3 Сй

i? м    Н

£ $    11

оо л    о

<-* II    к»

7J Д    СП

к р f 1.

i?    Н

2 £ " 00 л о <-* II к» 7J Д СП

£ Р f 1.

i? м Н

£ £ 11 00 л р

<-* II к» 7J Д СП

£ Р

f 1.

i? м Н

£ $ 11 00 л р

<-* II к» 7J Д СП

£ Р f 1.

(л О Н

1=

о «

S н

о II

£з

О Ч

1.я

£з

О Ч 1=

4^    Н    Ч

S    11    ||

Н-    Os    о

^    §    ы

к    й

ч

п

_р

'j.

ел

ю

4^

_

' OJ U,

A

о р

О 1Л

Р (уз

ю

0 -

L/x

ю

ю

ю

О

о

U)

о

о

OJ

о

о

OJ

о

о

U)

о ся >

О СЯ >

о ся >

о со >

СЯ

ся

ся

ся

СЯ

ся

00

о

ю

00

о

ю

00

о

ю

00

о

ю

00

о

ю

^ Г

I

|-о

4^

О

Ю

^ Г

I

hd

4^

О

СЯ

^ Г .КО

I

hd

4^

О

СЯ

^ Г .КО

I

►а

4^

О

СЯ

^ Г

I

-р^

о

со

<

U)

о

ю

о

184800

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

о

ю

184800

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

Os

Lh

О

О

Os

184800

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

Os

Ю

Lh

80000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

Os

Lh

О

О

СО

о

о>

п

о

и

S

о

н

о

со

80000

Os

S

о

н

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

о

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

<т>

*1

о

и

к

о

н

о

со

и

К

о

н

ON

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

<т>

*1

о

и

к

о

н

о

со

и

К

о

н

Я

чз

о

о

и

*

<т>

X

X

<т>

н

рэ

04

и

X

с

Е

ю

Княжегубская ГЭС (ГЭС-11),

Т-4

Княжегубская ГЭС (ГЭС-11),

Т-3

Княжегубская ГЭС (ГЭС-11),

Т-2

Княжегубская ГЭС (ГЭС-11),

Т-1

Княжегубская ГЭС (ГЭС-11), генератор № 4

ю

Счетчик

Счетчик

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

тн

ТТ

Я

Я

$

я

Я

U)

о

о

о

ил

о

о

OJ

io*

Ю

Ю

Os

Ю

Os

1

О

о

о

OJ

ч

н

«

Н

II

JO

'i/I

ел

^ ь- ьн

ю ° □

40 О ч ON ° II 40 ° "

ON 'J Р 6

(-л

о

о

10 Ь- ЬЧ

ы о 2

40 о ч On ° ||

ю о 1!

ON 'J Р

6

(-л

О

О

OJ

IO

£    £ "

00    Л о

^    || ю

7J    Д СП

к    р О)

IO

£    £ 11

00    Л Я

^    II ю

7J    Д СП

к    р О)

in

1.Я

юнн

S    11 II

40    On о

СТ\    О -

I    о

о

1Л    <-л

юнн

S 11 И

40 On о

0\ О”., | о 0 Г-к ^

О

о

OJ

OJ

ся

ся

ся

ся

ся

ся

СЯ

ся

СЯ

ся

00

0 ю

§£ <: г

1

hd

о

ся

00

о

ю

00

о

ю

00

о

ю

00

о

ю

^ г

I

hd

О

СЯ

^ Г

I

о

СЯ

< г

< г .КО

|-о

о

ся

|-о

о

ся

•<

OJ

^1

On

On

-£■

132000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

^1

On

On

On

132000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

^1

On

On

iji

132000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

^1

On

On

iji

-£■

132000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

On

О

^1

td

о

<T>

*1

о

Й

к

о

н

о

со

60000

и

к

о

н

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

о оо

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

<т>

*1

о

и

к

о

н

о

со

и

К

о

н

Примечания:

1.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

2.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счётчиков на аналогичные (см. п.

1 Примечаний) утверждённых типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.1;

3.    Допускается замена устройств сбора и передачи данных (УСПД) на однотипный утверждённого типа.

Примечания:

1.    Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для результата измерения

электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2.    Нормальные условия:

-    параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99^Ином до 1,01 •Ином, диапазон силы тока

- от 0,01 •Ihom до 1,2-1ном, диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < еоБф > 0,8емк., диапазон частоты - от 49,85 до 50,15 Гц;

-    температура окружающего воздуха - от +21 °С до +25 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более - 0,05 мТл.

3.    Рабочие условия:

-    параметры сети для ИК № 1, 3-15, 17-32: диапазон напряжения - от 0,9^Ином до 1,1^Ином; диапазон силы тока - от 0,01 -1н0м до 1,2-1ном; диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < еоБф < 1, диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;

-    параметры сети для ИК № 2, 16: диапазон напряжения - от 0,9^Ином до 1,1^Ином; диапазон силы тока - от 0,05-1ном до 1,2-1ном; диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < еоБф < 1, диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;

-    допускаемая температура окружающего воздуха: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69; для счётчиков - от -40 до +65 °С; для УСПД - от 0 до +70 °С; для сервера -от +15 до +30 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более - 0,5 мТл.

Надёжность применяемых измерительных компонентов в АИИС КУЭ:

- 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 = 120000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB = 85 ч.;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 40000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 13 ч.;

-    сервер БД - коэффициент готовности не менее КГ = 0,99 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 1 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом, не менее:

-    Кг_ аиис КУЭ = 0,983 - коэффициент готовности;

-    Тср АИИС КУЭ = 2905 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;

-    в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

1.    параметрирования;

2.    пропадания напряжения;

3.    коррекция времени.

-    в журнале событий сервера фиксируются факты:

1.    даты начала регистрации измерений;

2.    перерывы электропитания;

3.    программные и аппаратные перезапуски;

4.    установка и корректировка времени;

5.    нарушение защиты сервера;

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

Защищённость применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

1.    электросчётчиков;

2.    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

3.    испытательных коробок;

4.    УСПД;

5.    сервера.

-    наличие защиты информации на программном уровне при параметрировании счетчиков, УСПД и сервера БД:

1.    установка пароля на счётчик;

2.    установка пароля на УСПД;

3.    установка пароля на сервер БД.

-    наличие защиты результатов измерений на программном уровне при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Глубина хранения информации (профиля):

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 сут.;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;

-    сервер БД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 2 (Кумская ГЭС (ГЭС-9), Иовская ГЭС (ГЭС-10), Княжегубская ГЭС (ГЭС-11) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность СИ АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность СИ АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу БЕКВ.422231.038.МП.02 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 2 (Кумская ГЭС (ГЭС-9), Иовская ГЭС (ГЭС-10), Княжегубская ГЭС (ГЭС-11) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12 марта 2015 г.

Средства поверки измерительных компонентов:

-    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 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    счётчиков электрической энергии типа Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800. Методика поверки МП-2203-00422006», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    УСПД серии RTU-300 - 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 2003 г.;

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

-    переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр «CENTER» (Госреестр СИ РФ № 22129-04): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в следующем документе:

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ). АИИС КУЭ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» -«Каскад Нивских ГЭС». Том I «Технический проект. Пояснительная записка» БЕКВ.422231.037.ТП. Книга II «Каскад Нивских ГЭС» БЕКВ.422231.037.ТП.02.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 2 (Кумская ГЭС (ГЭС-9), Иовская ГЭС (ГЭС-10), Княжегубская ГЭС (ГЭС-11) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1»

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

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

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

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

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

6.    ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счётчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

7.    ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счётчики реактивной энергии».