Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» -«Кабардино-Балкарский филиал» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационный комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчик активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU 327 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09 (Рег. № 41907-09), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС», Рег. № 45951-10 включает в себя сервер (сервер АИИС КУЭ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ ограничен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ, заводские номера средств измерений уровней ИИК и ИВКЭ, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к национальной шкале координированного времени UTC(SU) 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 (коррекция времени);
передача журналов событий счетчиков.
Величины первичных токов 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 без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
УСПД по проводным линиям связи (интерфейс RS-485), с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивает счетчики и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. По окончании опроса, УСПД, автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные результаты измерений в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ, по выделенному волоконно-оптическому каналу связи, с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивает УСПД и считывает с него 30минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД. В качестве УСВ используются УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» принемающее сигнал навигационной системы ГЛАНАСС.
Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам и УСПД (один раз в 30 мин). Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | ПО «Альфа Центр» AC RTU |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7808 AC_RTU 11.07.01.01 |
| Идентификационное наименование ПО | Armserver.exe |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ID 2128516925 |
ПО «Альфа Центр» AC_RTU не влияет на метрологические характеристики ИК, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК
| № ИК | Наименование ИК | Состав первого и второго уровней ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-211, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС - Малка (Л-211) | ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06 | STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 | RTU 327 Рег.№ 41907-09 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
| 2 | Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-210, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС - Залукокоаже (Л-210)» | ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06 | STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
| 3 | Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-3, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС -Кызбурун (Л-3) | ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06 | STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
| 4 | Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-4, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС -ЦРУ (Л-4) | ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06 | STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ Л-37, ВЛ 110кВ Баксанская ГЭС - Баксан 330 (Л-37) | ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=600/5 Рег. № 33113-06 | STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 | RTU 327 Рег.№ 41907-09 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
| 6 | Баксанская ГЭС, ГА-1 6,3 кВ | TPU 4 Кл.т 0,2S Ктт=1200/5 Рег. № 17085-98 | TJP4 Кл.т 0,2 Ктн 6300/\3/100/\3 Рег. № 33110-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
| 7 | Баксанская ГЭС, ГА-2 6,3 кВ | TPU 4 Кл.т 0,2S Ктт=1200/5 Рег. № 17085-98 | TJP4 Кл.т 0,2 Ктн 6300/\3/100/\3 Рег. № 33110-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
| 8 | Баксанская ГЭС, ГА-3 6,3 кВ | TPU 4 Кл.т 0,2S Ктт=1200/5 Рег. № 17085-98 | TJP4 Кл.т 0,2 Ктн 6300/\3/100/\3 Рег. № 33110-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
| 9 | ВЛ 10кВ Баксанская ГЭС -Баксан 330 (Ф-106), опора № 41, КЛ-10кВ | ТЛО-10 Кл.т 0,5S Ктт=15/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т 0,5 Ктн 10000/\3/100/\3 Рег. № 47583-11 | A1805RLQ- P4GB-DW-4 кл. т. 0,5S/1,0 Рег.№ 31857-11 |
| 12 | Баксанская ГЭС, КРУЭ-110кВ, яч. ЭВ-ТПГ, ввод 110кВ ТПГ | ELK-CT0 Кл.т 0,2S Ктт=400/5 Рег. № 33113-06 | STE3/123 Кл.т 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 33110-06 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % |
| 51(2) %, ,1(2)< I изм< I 5 % | 55 %, I5 %< I изм< I 20 % | 520 %, 20 %< I изм< I 100 % | 5100 %, 100 %< I изм< I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 5, 12 TT-0,2S;TH-0,2; C4-0,2S | 1,0 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,5 | ±0,5 |
| 0,9 | - | ±1,0 | ±0,7 | ±0,6 |
| 0,8 | - | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 |
| 0,5 | - | ±1,9 | ±1,3 | ±1,0 |
| 6 - 8 TT-0,2S; TH-0,2; C4-0,2S | 1,0 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 |
| 0,9 | - | ±1,1 | ±0,7 | ±0,6 |
| 0,8 | - | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 |
| 0,5 | - | ±1,9 | ±1,3 | ±1,1 |
| 9 TT-0,5S; TH-0,5; C4-0,5S | 1,0 | ±2,1 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,5 | ±1,2 |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,8 | ±1,4 |
| 0,5 | - | ±4,9 | ±3,2 | ±2,3 |
| Номер ИК | cosф/sinф | Пределы допускаемой относительной ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % |
| 51(2) %, 1(2)< I изм< I 5 % | 55 %, I5 %< I изм< I 20 % | 520 %, 20 %< I изм< I 100 % | 5100 %, 100 %< I изм< I 120 % |
| 1 - 5, 12 TT-0,2S;TH-0,2; Сч-0,5 | 0,8/0,6 | - | ±2,2 | ±1,4 | ±1,1 |
| 0,5/0,87 | - | ±1,6 | ±1,1 | ±0,9 |
| 6 - 8 TT-0,2S; TH-0,2; Сч-0,5 | 0,8/0,6 | - | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 |
| 0,5/0,87 | - | ±1,7 | ±1,1 | ±0,9 |
| 9 TT-0,5S; TH-0,5; Сч-1,0 | 0,8/0,6 | - | ±4,4 | ±3,0 | ±2,6 |
| 0,5/0,87 | - | ±3,0 | ±2,2 | ±2,0 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов
АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom | от 98 до 102 |
| ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25°С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| ток, % от Ihom | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности | От 0,5 инд. дО 0,8 емк. |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды для счетчиков ИК №№ 1-5, 12, °С | от +15 до +25 |
| температура окружающей среды для счетчиков ИК №№ 6-8, °С | от +10 до +25 |
| температура окружающей среды для счетчика ИК № 9, °С | от +5 до +45 |
| температура окружающей среды для УСПД RTU 327, УСВ-2, °С | от +15 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25°С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики A1802, A1805: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 48 |
| УСПД RTU 327: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики A1802, A1805: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД RTU 327: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ELK-CT0 | 18 шт. |
| TPU 43.23 | 9 шт. |
| ТЛО-10 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | STE3/123 | 2 шт. |
| TJP4 | 9 шт. |
| ЗНОЛП-ЭК-10 | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 9 шт. |
| A1805RLQ-P4GB-DW-4 | 1 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU 327 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000-02 | 1 шт. |
| Источник бесперебойного питания | APC SMART-UPS 1500VA | 1 шт. |
| Специализированное программное обеспечение | ПО «Альфа Центр» AC_RTU | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр | БЕКВ.422231.054 | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ «Баксанская ГЭС» филиал ОАО «РусГидро» -«Кабардино-Балкарский филиал»».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
