Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "РусГидро" - Каскад Верхневолжских ГЭС

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Филиала ОАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС» сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

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

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

- 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 хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

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

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

Описание

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) классов точности 0,2, 0,2S, 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) классов точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики ЕвроАльфа класса точности 0,2S по ГОСТ 30206 и ГОСТ 30207 для активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, счётчики А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323 и ГОСТ Р 52322 для активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (36 точек измерений).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в себя 2 устройства сбора и передачи данных УСПД «RTU-325» и технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ (сервер БД), аппаратуру приема-передачи данных и автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ), сформирована на всех уровнях структурного состава АИИС КУЭ.

Первичные линейные 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 по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по выделенному каналу связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя 2 приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник №1 установленный на Рыбинской ГЭС связан с УСПД «RTU-325» Зав.№ 001177. Время УСПД Зав.№ 001177 синхронизируется со временем приемника №1 каждые 90 секунд, погрешность синхронизации не более 0,1с. УСПД Зав.№ 001177 осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков Рыбинской ГЭС. Сличение времени сервера БД с временем УСПД «RTU-325» Зав.№ 001177 осуществляется каждую 1 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±1 с. Сличение времени счетчиков Рыбинской

ГЭС с временем УСПД Зав.№ 001177 каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков Рыбинской ГЭС при расхождении со временем УСПД Зав.№ 001177 ±2 с. GPS-приемник №2 установленный на Угличской ГЭС связан с УСПД «RTU-325» Зав.№ 001223. Время УСПД Зав.№ 001223 синхронизируется со временем приемника№2 каждые 90 секунд, погрешность синхронизации не более 0,1с. УСПД Зав.№ 001223 осуществляет коррекцию времени счетчиков Угличской ГЭС. Сличение времени счетчиков Угличской ГЭС с временем УСПД Зав.№ 001223 каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков Угличской ГЭС при расхождении со временем УСПД ±3 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Окончание таблицы 1

Примечания:

1. Характеристики 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 (0,98 4- 1,02) Uhom; ток (1 4- 1,2) Ihom, cos<p = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 -н 1,1) ином; ток (0,02-И,2) 1ном для ИК № 11, 19-20, 23, 35-36, для остальных ИК ток (0,05-;-1,2) 1ном; 0,5 инд.<созф<0,8 емк;

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от +10 до +30°С; для УСПД от минус 10 до +50°С; сервера от + 15 до + 35 °C;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 35-36 от 0 до +30 °C; для всех остальных ИК от +10 до +30 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии Евро-Альфа по ГОСТ 30206 и ГОСТ 30207 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии, счётчики А1800 по ГОСТ Р 52323 и ГОСТ Р 52322 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик Евро Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 7 суток;

- электросчётчик А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 7 суток;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 24 ч.;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 23000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика,

- УСПД,

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчики Евро Альфа, А1800 - хранение в энергонезависимой памяти профиля нагрузки с получасовым интервалом для четырех каналов на глубину не менее 74 суток; время сохранения информации при отключении питания - для счетчика ЕвроАльфа не менее 5 лет при 25°С, не менее 2 лет при 60°С, для счетчиков А1800 время сохранения информации при отключении питания до 30 лет;

- УСПД RTU-325 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу - не менее 100 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 3 лет;

- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС» определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2009 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты.

- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- Счетчики ЕвроАльфа - по методике поверки «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАльфа (ЕА)».

- Счетчики А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А 1800. Методика поверки» МП-2203-0042-2006.

- УСПД RTU-325 - по методике поверки «Комплексы аппаратно-програмных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300». Методика поверки» ДИЯМ.466453.005 МП.

Приемник сигналов точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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.

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.