Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Богучанская ГЭС"

Назначение

Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богучанская ГЭС» (далее по тексту - ИИК) предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богучанская ГЭС» (Госреестр № 54355-13).

Описание

ИИК состоят из трех уровней:

1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение, передачу на верхний уровень;

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям 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. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

ИВКЭ (УСПД типа RTU-325T) автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из счетчиков данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков. УСПД производит приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. После поступления в УСПД считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память УСПД.

ИВК (сервер АИИС КУЭ) автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и журналов событий и осуществляет дальнейшую обработку измерительной и служебной информации, формирование справочных и отчетных документов. Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

Обмен информацией между счетчиками, УСПД и сервером АИИС КУЭ осуществляется по проводным линиям связи. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.

Передача информации ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВ'тч, Q, квар^ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в ИИК обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ) АИИС КУЭ ОАО «Богучанская ГЭС». В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), сервера АИИС КУЭ, счетчиков.

В качестве УСВ используется УСПД типа RTU-325T, зав. номер 006096 (Госреестр № 44626-10). Источником сигналов точного времени служит приемник сигналов точного времени системы GPS или ГЛОНАСС. Погрешность хода часов УСВ - не хуже ± 10 мс.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит при каждом обращении к серверу, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД и на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 2 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) ИИК АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД, ПО сервера АИИС КУЭ, ПО СОЕВ. Программные средства сервера АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «АльфаЦЕНТР» (свидетельство о метрологической аттестации от 31.05.2012 № АПО-001-12, выдано ФГУП «ВНИИМС»).

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в Таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ.

ПО ИИК АИИС КУЭ не влияет на их метрологические характеристики.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует высокому по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении реактивной

электроэнергии и мощности_________________________________________________________

Ход часов компонентов ИИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

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 переменного тока от 0,98^Uhom до 1,02 •Uhom;

- сила переменного тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;

- частота переменного тока 50 Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0 мТл;

- температура окружающей среды: 20 °С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1 •Uhom;

- сила переменного тока 0,01Jhom до 1,2^Ihom, cos9=(0,5-1) инд;

- частота переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц

- магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл.

Температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

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

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. 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 ИИК АИИС КУЭ измерительных компонентов: среднее время наработки на отказ:

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140000 часов,

- УСПД RTU-325T - не менее 55000 часов

среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика и 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 ИИК АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

- на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых

п аролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;

- организация доступа к информации ИВКЭ и ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

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

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

- попытки несанкционированного доступа;

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения, отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

- фактов коррекции времени;

- перерывы питания.

Возможность коррекции времени в:

- УСПД (функция автоматизирована);

- счетчиках (функция автоматизирована);

- сервере АИИС КУЭ, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - не менее 113 суток, при отключении питания - не менее 3 лет;

- УСПД RTU-325T - не менее 45 суток, при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации ИИК типографским способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность ИИК

Продолжение таблицы 5

Поверка

осуществляется по документу МП 2093/550-2014 «ГСИ. Каналы измерительноинформационные    системы    автоматизированной    информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богучанская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в декабре 2014 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверке ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;

- УСПД RTU-325T - по документу ДЯИМ.466215.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки» утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.

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

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

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Каналы информационно-измерительные №№ 20 - 25 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ОАО «Богучанская ГЭС». Методика измерений. ГДАР.411711.128-01 МВИ». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1420/550-01.00229-2014 от 31.12.2014 года.

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.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.