Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Гоцатлинской ГЭС

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Г оцатлинской ГЭС (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Г оцатлинской ГЭС; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    измерение 3-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    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);

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

-    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 (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).

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии АльфаА1800 класса точности

0,2S и по ГОСТ 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ТУ 4228-011-29056091-11 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (6 точек измерений).

2-й    уровень - устройство синхронизации системного времени (УССВ), устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327L на базе «АльфаЦЕНТР».

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС, автоматизированное рабочее место персонала и программное обеспечение (ПО).

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по радиоканалам и проводным линиям связи поступает на входы 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.

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 от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе приемника радиосигналов точного времени, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем УССВ, сличение каждые 60 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени ± 2 с. Сличение времени счетчиков АльфаА1800 с временем УСПД один раз в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Сервер БД ИВК синхронизируется от УССВ, расположенного в шкафу АИИС КУЭ. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаТЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ± 1 единицы младшего разряда.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики_

Примечания:

1.    Характеристики основной 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 от 0,98 Ином до 1,02 Ином; ток от 1,0 1ном до

1.2    1ном, cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение от 0,9 Ином до 1,1 Цном; ток от 0,02 1ном до

1.2    1ном; cosj = 0,8 инд.;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70°С, для счетчиков от минус 40 °С до плюс70С; для сервера от минус 30 °С до плюс 50 °С; для УСПД от минус 30 °С до плюс 50 С;

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, 1ном=0,02 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35 °С;

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ТУ 4228-011-29056091-11 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД RTU-327L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 24 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

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

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте;

Регистрация событий:

—    в журнале событий счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

—    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

—    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

—    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой

подписи)

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 200 сут;

-    ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Гоцатлинской ГЭС.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ Г оцатлинской ГЭС указана в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Гоцатлинской ГЭС. Измерительные каналы. Методика поверки».

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 63023-16 «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Гоцатлинской ГЭС. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 30 декабря 2015г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    Счетчики Альфа А1800 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и «Счетчики электрической энергии трехфазные мно-

гофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки. ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    УСПД «RTU-327L» - по методике поверки «ГСИ. Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327L. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01 регистрационный № 27008-04.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Г оцатлин-ской ГЭС. Паспорт-формуляр» №994 205 38.903.115.ФО.

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

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

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

ГОСТ 34.601-90    «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». ГОСТ 22261-94    Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех

нические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения.