Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) Егорлыкской ГЭС-2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) Егорлыкской ГЭС-2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ, филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», ОАО «Ставропольэнергосбыт, ОАО «РусГидро» в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ построенная на основе ИИС «Emcos» (Госреестр № 17861-05) представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 Госреестр № 28822-

05, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 Госреестр № 41681-09 технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД), сервер сбора данных (ССД), Web-сервер, автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), УССВ GPS-приемник Garmin GPS35, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АРМ ИВКЭ диспетчера представляет собой персональный компьютер, на котором установлено ПО «EMCOS Local».

АРМ ИВК оператора представляет собой персональный компьютер, на котором работа с сервером осуществляется через Web-интерфейс.

ССД выполнен на основе компьютера в серверном исполнении HP Proliant DL360. ССД выполняет функции приема данных от контроллера СИКОН С70.

СБД выполнен на основе компьютера в серверном исполнении HP Proliant DL360. СБД выполняет функции приема, обработки, хранения и передачи информации получаемой от ССД.

Web-cepeep выполнен на основе компьютера в серверном исполнении HP Proliant DL360.

Web-cepeep выполняет функции приема запросов от клиентов (программ, установленных на АРМ), обработки запросов с взаимодействием с базой данных и выдачи клиентам ответов, а также выполняет автоматическую синхронизацию времени от УССВ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в 30 мин) 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 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.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

Результаты измерений в виде цифрового сигнала с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 (каждые 30 минут) поступают в энергонезависимую память УСПД СИКОН С70. Далее, по запросу, данные по оптическим каналам связи передаются в ССД, где осуществляет сбор, обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), после чего результаты измерений передаются на СБД АИИС КУЭ. Резервные каналы передачи данных с УСПД на ССД - спутниковый канал, организуемый с помощью малой земной спутниковой станции связи на базе VS АТ-технологии DW-6000, а также GSM-канал, реализуемый на базе GSM/GPRS модема.

СБД АИИС КУЭ осуществляет хранение результатов измерений, ведение базы данных АИИС КУЭ, ведение журналов событий, оформление справочных и отчетных документов.

Web-cepeep выполняет автоматизированную обработку запросов клиентов, формирование отчетных документов с последующей передачей информации в ПАК ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ, Филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа» -«Ставропольэнерго», ОАО «Ставропольэнергосбыт, ОАО «РусГидро» в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

В качестве базового прибора СОЕВ используется:

•    на уровне ИВКЭ - УСВ-2;

•    на уровне ИВК - GPS-приемник Garmin GPS35.

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, сервер).

Коррекция отклонений встроенных часов счётчиков и УСПД осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приемника.

Синхронизация времени УСПД происходит каждый час (на границе 10 минут, т.е. по маске **: 10:00), коррекция времени осуществляется независимо от расхождении со временем УСВ-2.

Сличение времени счетчиков с временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут. Коррекция осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем УСПД на величину более ±1,0 с.

Синхронизация времени Web-сервера происходит каждый час (на границе 10 минут, т.е. по маске **: 10:00), коррекция времени осуществляется независимо от расхождении с временем GPS-приемника. Синхронизация времени на ССД и СБД происходит от Web-сервера. Сличение времени с цикличностью 1 час. Коррекция осуществляется при расхождении времени серверов с временем Web-cepeepa на величину более ±1,0 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки. Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД), прикладное ПО «EMCOS Corporate» и ПО СОЕВ.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

ПО «EMCOS Corporate» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ Егорлыкской ГЭС-2.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ Егорлыкской ГЭС-2 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ Егорлыкской ГЭС-2 приведен в Таблице 2. Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной

электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

Примечания:

1.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

3.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение от 0,9-Uhom до 1,1 Uhom;

•    ток от Ihom до 1,2-Ihom, cos<p=0,9 инд;

•    температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение питающей сети от 0,9- Uhom до 1,1- Uhom,

•    ток от 0,0Ином до 1,2-Ihom;

•    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 ЧС;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

5.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТР 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТР 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

•    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.ОЗМ - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

•    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

•    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

•    ИИС «Emcos» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

•    для счетчика Тв < 2 часа;

•    для УСПД Тв < 2 часа;

•    для сервера Тв < 1 час;

•    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

•    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

•    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

•    панели подключения к электрическим интерфейсам счечиков защищены механическими пломбами;

•    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

•    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

•    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

•    фактов параметрирования счетчика;

•    фактов пропадания напряжения;

•    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

•    счетчиках (функция автоматизирована);

•    УСПД (функция автоматизирована);

•    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

•    счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

•    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

осуществляется по документу МП 1001/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) Егорлыкской ГЭС-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в апреле 2011 г.

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 8.216-88;

-    СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

-    ИИС «Emcos» - по документу «ГСИ Системы информационно-измерительная коммерческого учета энергоресурсов «Emcos». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

-    УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;

-    УСПД СИКОН С70 - по методике поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.

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

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус - 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Егорлыкской ГЭС-2. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 857/446-01.00229 - 2011 от

11 апреля 2011 г.

Нормативные документы

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

2    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

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

6    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

7    ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

8    ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.