Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС, 64378-16

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС (далее по тексту - 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 полученной информации.

Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

-    периодический (1 раз в полчаса) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

-    хранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа не менее

3,5 лет;

-    передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

-    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;

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

-    автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция шкалы времени).

Информационно-измерительные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту

- ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту -счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий автоматизированное рабочее место (АРМ) АИИС КУЭ, переносной инженерный пульт HP ProBook 470 G2 с соответсвующим программным обеспечением, два устройства синхронизации системного времени (УССВ) на Зарагижской ГЭС, ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» (Госреестр № 45951-10). ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» находится в п. Кашхатау и включает в себя сервер, автоматизированные рабочие места (АРМ), УССВ.

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.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Сервер ИВК АИИС КУЭ периодически (один раз в 30 минут) или по запросу считывает информацию с УСПД. При помощи ПО «Пирамида 2000» осуществляется формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации от сервера ИВК АИИС КУЭ по каналам связи сети Internet в центр сбора информации ПАО «РусГ идро», ПАК ОАО «АТС», Кабардино-Балкарский филиал ПАО «МРСК Северного Кавказа» и заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента организовано по инициативе АИИС в автоматическом режиме. Обмен данными осуществляется по трем логическим интерфейсам:

-    интерфейс передачи коммерческой информации;

-    интерфейс передачи технической информации;

-    интерфейс технологического контроля на уровне базы данных.

Подлинность информации передаваемой в ПАК ОАО «АТС» подтверждается электронной цифровой подписью.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая предназначена для синхронизации компонентов различных автоматизированных систем с единым астрономическим временем и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в состав уровня ИВК входят два устройства синхронизации системного времени (NTP-серверы) типа ССВ-1Г с выдачей данных в сеть по протоколу NTP (SNTP). Приемники сигналов точного времени подключаются через коммутатор к УСПД, которое уже раздает метки точного времени счетчикам электрической энергии.

Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами устройств измерения (электронных счетчиков). Нормирование величин отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым календарным временем.

Синхронизация времени каждого счётчика осуществляется УСПД автоматически при каждом сеансе связи периодичностью не реже одного раза в 30 минут. Для этого при сеансе связи УСПД со счётчиком считывается время счётчика.

Алгоритм синхронизации времени счетчика следующий:

-    в начале очередного опроса УСПД получает со счетчика дату и текущее время;

-    при расхождении в пределах от ±2 секунды (программируемый параметр) УСПД, в соответствии с введенными в программу опциями коррекции (1 или 2 секунды), формирует команду на коррекцию, которая в конце текущего опроса поступает на счетчик.

Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP, который обеспечивает синхронизацию устройств в сети с точностью до 0,1 секунды.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счётчиками, время счётчиков корректируется от переносного инженерного пульта.

При выходе из строя УССВ или отсутствии связи с СОЕВ станции на Зарагижской ГЭС синхронизация АИИС КУЭ осуществляется с УССВ ИВК АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС».

Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах составляет не более ±5 с/сут.

Программное обеспечение

На уровне ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» (Госреестр № 21906-11) производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии», ПО «Пирамида 2000» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает сбор, обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» указаны в таблицах 1 - 9.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета»_

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений»

Таблица 6 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК»_

Таблица 7 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида»_

Таблица 8 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации»

Таблица 9 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени»

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ Зарагижской ГЭС являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре СИ. Устройства связи, пульт оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 10. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 11.

Таблица 11 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%р 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 погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

3.    В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95;

4.    Нормальные условия эксплуатации:

а)    параметры электрической сети:

1)    диапазон напряжения - от 0,99^н до 1,01/Цн;

2)    диапазон силы тока - от 0,01 • !н до 1,2^н;

б)    температура окружающего воздуха:

1)    ТТ и ТН - от минус 45 до 40 °С;

2)    счетчиков - от минус 40 до 60 °С;

3)    УСПД - от 0 до 50 °С;

4)    ИВК - от 0 до 50 °С;

в)    частота - (50 ± 0,15) Гц.

5.    Рабочие условия эксплуатации:

а)    для ТТ и ТН:

1)    параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^н1 до 1,1^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 -!н1 до 1,2-Ы;

2)    частота - (50 ± 0,4) Гц;

3)    температура окружающего воздуха - от минус 45 до 40 °С;

б)    для счетчиков электроэнергии:

1)    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8/Цн2 до 1,15-U^; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -!н2 до 2^н2;

2)    частота - (50 ± 0,4) Гц;

3) температура окружающего воздуха - от минус 40 до 60 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 10. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

7.    Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 10 -активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных 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;

-    счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - средняя наработка до отказа 165000 часов, среднее время восстановления работоспособности Тв = 2 часа;

-    УСПД RTU-325T - средняя наработка на отказ 55 000 часов.

Надежность системных решений:

а)    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

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

в)    в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

1)    параметрирования;

2)    пропадания напряжения;

3)    коррекция шкалы времени.

В случае аварийного отсутствия связи (физический разрыв связи    или аварии

каналообразующего оборудования) между ИИК и ИВК предусмотрен сбор    информации

непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта    (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК.

Защищенность применяемых компонентов:

а)    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

1)    счетчиков электроэнергии;

2)    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

3)    испытательных блоков;

4)    УСПД;

б)    наличие защиты на программном уровне:

1)    пароль на счетчиках электроэнергии;

2)    пароль на УСПД;

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

Возможность коррекции шкалы времени в:

-    счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.

-    ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 12.

Таблица 12 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-3099-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 31.03.2016 г.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о

поверке.

Перечень основных средств поверки:

-    для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    для УСПД RTU-325Т - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325Т. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1921/500-01.00229-2016 от 31.03.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Зарагижской ГЭС

1    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия».

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

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