Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС "Рюмякоски" ЗАО "Норд Гидро

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную,   3х-уровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU325L-E2-512-M2-B2 (Госреестр № 37288-08, зав. № 007298), устройство дистанционного контроля (далее - УДК) на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С50 (Госреестр № 28523-05, зав. № 631) и технических средств приема-передачи данных.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов

Лист № 2

Всего листов 11 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.

УДК предназначено для обеспечения контроля АИИС КУЭ, а также с целью контроля достоверности данных предоставленных результатов измерений.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), установленный в ЗАО «Норд Гидро», с периодичностью один раз в сутки производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

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 в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ обеспечивается с помощью Устройств синхронизации времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12, зав. № 011), подключенного к УСПД и УСВ-2 (Госреестр № 41681-10, зав. № 2808, 2793), подключенного к Серверу БД и УДК. Часы УСПД, сервера БД и УДК синхронизируются от сигналов точного времени со спутников, принимаемых УСВ-3 и УСВ-2, сличение ежесекундное. Далее по часам УСПД осуществляется корректировка часов счетчиков при расхождении более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО "АльфаЦЕНТР", в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО "АльфаЦЕНТР" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "АльфаЦЕНТР".

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

• Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО;

• Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010..

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

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 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (18 - 25) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) 1ном; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 65 °С; для УСПД от минус 10 °С до 55 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35 °С

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 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 2. Замена оформляется актом в установленном в ЗАО «Норд Гидро» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе 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;

• электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=24 ч.;

• устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

• устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

К Г_АИИС = 0,997 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 9671,1 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

• Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

• Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• Ремонтопригодность;

• Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

• Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

• журнал событий счетчика:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в счетчике.

• журнал событий ИВКЭ:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в УСПД.

• журнал событий ИВК:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывы электропитания;

- программные и аппаратные перезапуски;

- установка и корректировка времени;

- переход на летнее/зимнее время;

- нарушение защиты ИВК;

- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- сервера БД;

• защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на промконтроллер (УСПД);

- установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

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

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Г идро» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

Осуществляется по документу МП 55242-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003  «ГСИ Измерительные

трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;

- для счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- для устройства сбора и передачи данных типа RTU-325L - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 году;

Лист № 10

Всего листов 11

- для контроллера сетевого индустриального СИКОН С50 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 году;

- для устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

- для устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства   синхронизации   времени   УСВ-2.   Методика   поверки.

ВЛСТ.237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

- средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения

единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения

единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

с истемы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в Эксплуатационной документации, шифр 1012-004/00.00.000.ЭД на Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электрической энергии и мощности малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро».

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро»

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

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

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

4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

5. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

6. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

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

8. Эксплуатационная    документация,    шифр    1012-004/00.00.000.ЭД    на

Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электрической энергии и мощности малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.