Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Первоуральская ТЭЦ (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления и обработки информации о генерации, отпуске и потреблении электрической энергии и мощности за установленные интервалы времени, хранения и отображения полученной информации, формирования отчетов по генерации, отпуску и потреблению электроэнергии для Администратора торговой системы, Системного оператора и смежных участников оптового рынка электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений активной и реактивной электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованиям повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача организациям-участникам оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ построена на базе комплекса программно-технического измерительного (ПТК) ЭКОМ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 19542-05.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - 14 измерительно-информационных комплексов точек измерения
электроэнергии (ИИК ТИ), предназначенных для измерения и учета электрической энергии и мощности и построенных на базе следующих средств измерений:
- измерительных трансформаторов тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2015;
- измерительных трансформаторов напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2015;
- многофункциональных счетчиков активной и реактивной электрической энергии (счетчики).
Второй уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в состав которого входят:
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000, оснащенное устройством синхронизации времени.
Третий уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который состоит из:
- технических средств для организации локальной вычислительной сети, разграничения прав доступа к информации, приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- компьютера в серверном исполнении (сервер баз данных) и автоматизированных рабочих мест (АРМ), оснащенных специализированными программными комплексами (ПК) «Энергосфера» из состава ПТК ЭКОМ.
Система обеспечения единого времени на базе GPS-приемника сигналов точного времени обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ.
Первый уровень АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках измерений. Измерительные трансформаторы тока и напряжения АИИС КУЭ преобразуют входные токи и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии. Счетчик электрической энергии с заданной периодичностью измеряет входные значения токов и напряжений и использует полученные значения для расчетов средней за период активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Полученные результаты интегрируются на получасовых интервалах и сохраняются во внутреннем формате в памяти счетчика с привязкой к текущему времени (профили нагрузки).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на вход УСПД, которое выполняет следующие функции:
- сбор измерительной и диагностической информации с ИИК ТИ;
- контроль достоверности измерительной информации;
- ведение журнала событий УСПД;
- предоставление доступа к собранной информации и журналу событий;
- периодическую синхронизацию времени в УСПД и в обслуживаемых УСПД счетчиках электроэнергии
Второй уровень АИИС КУЭ обеспечивает:
- диагностику работы технических средств;
- хранение данных о состоянии средств измерений;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.
Третий уровень АИИС КУЭ обеспечивает:
- автоматический сбор и хранение результатов измерений;
- обработку результатов измерений, в том числе умножение на коэффициенты трансформации используемых трансформаторов тока и напряжения;
- автоматическую диагностику состояния средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- формирование архива измеренных величин;
- формирование архива технической и диагностической информации;
- доступ к коммерческой информации;
- доступ к технологической и диагностической информации;
- формирование сальдо по электропотреблению;
- контроль за состоянием программно-технических средств АИИС КУЭ;
- подготовка отчета в XML-формате для передачи требуемых данных в АО «АТС» по электронной почте;
- заверение подготовленного отчета электронно-цифровой подписью и отправка его в АО «АТС» по электронной почте;
- доступ ИАСУ КУ АО «АТС» к информации АИИС КУЭ в рамках процедуры технического контроля.
СОЕВ АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое измерение времени и ведение календаря с помощью внутренних часов счетчиков ИИК ТИ, УСПД и сервера баз данных. Синхронизация системного времени с календарным обеспечивается с помощью встроенного в УСПД ЭКОМ-3000 устройства синхронизации времени, выполненного на основе GPS-приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется каждые 2 минуты, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи каждые 30 минут, корректировка времени счетчиков при расхождении ±3 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД ЭКОМ-3000 отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент непосредственно предшествующий корректировке.
К средству измерений данного типа относится система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Первоуральская ТЭЦ, заводской номер 01. Заводской номер нанесен в Разделе 2 Формуляра 103.1.02.ЭТ.ФО типографским способом.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 6.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6c38ccdd09ca8f92d6f96ac33d157a0e |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
| Номер ИИК ТИ | Номер ИК | Измеряемая энергия и мощность | Наименование объекта (электростанция, подстанция) наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | 1 | активная отдача | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.14 Гр.Сборка 1, ГПП-4 6кВ | ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-04 | ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-04 | HPE Proliant DL360 Gen10 |
| 2 | реактивная прием |
| 3 | реактивная отдача |
| 2 | 4 | активная отдача | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.12 ПС-1-А 6кВ | ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-04 | ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 5 | реактивная прием |
| 6 | реактивная отдача |
| 3 | 7 | активная отдача | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.4 ПС-3 6кВ | ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-04 | ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 8 | реактивная отдача |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | 11 | активная отдача | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.16 ПС-19-1 6кВ | ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-04 | ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-04 | HPE Proliant DL360 Gen10 |
| 12 | реактивная отдача |
| 6 | 13 | активная отдача | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.24 ПС-19-2 6кВ | ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-04 | ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 14 | реактивная отдача |
| 7 | 15 | активная прием | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.1 ТГ-1 6кВ | ТЛШ-10 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 16 | реактивная прием |
| 8 | 17 | активная прием | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.23 ТГ-2 6кВ | ТЛШ-10 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 18 | реактивная прием |
| 9 | 19 | активная прием | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.27 ТГ-3 6кВ | ТЛШ-10 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 20 | реактивная прием |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 10 | 21 | активная прием | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.11 ТГ-4 6кВ | ТЛШ-10 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-04 | HPE Proliant DL360 Gen10 |
| 22 | реактивная прием |
| 11 | 23 | активная прием | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.30 ТГ-5 6кВ | ТЛШ-10 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 24 | реактивная прием |
| 20 | 41 | активная прием | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.20 Т-1 6кВ | ТЛШ-10 2000/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 42 | активная отдача |
| 43 | реактивная прием |
| 44 | реактивная отдача |
| 21 | 45 | активная прием | ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.6 Т-2 6кВ | ТЛШ-10 2000/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 46 | активная отдача |
| 47 | реактивная прием |
| 48 | реактивная отдача |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 22 | 49 | активная прием | ПТЭЦ ВЛ-110кВ Хромпик-1 | JKF 123/245 400/5 КТ 0,5S Рег. № 36507-07 | НКФ-110-57ХЛ1 110000/V3/100/V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-05 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-04 | HPE Proliant DL360 Gen10 |
| 50 | активная отдача |
| 51 | реактивная прием |
| 52 | реактивная отдача |
| 23 | 53 | активная прием | ПТЭЦ ВЛ-110кВ Хромпик-2 | JKF 123/245 400/5 КТ 0,5S Рег. № 36507-07 | НКФ-110-57ХЛ1 110000/V3/100/V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-05 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 54 | активная отдача |
| 55 | реактивная прием |
| 56 | реактивная отдача |
Примечания:
1 Передаточное число счетчика 5000 имп/кВт^ч (имп/квар^ч).
2 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных выше. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется в соответствии с требованиями МИ 2999-2018.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения энергии, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности отсчета текущего времени, с | ±5 |
| Доверительные границы относительной погрешности ИК при измерении электрической энергии и средней мощности, %, при доверительной вероятности 0,95: - активной энергии и мощности - реактивной энергии и мощности | ±1,0 ±1,1 |
| Примечание - Представленное значение погрешности ИК получено расчетным путем на основании значений составляющих погрешности ИК в предположениях: токи и напряжения на входе счетчика ИК равны номинальным, условия эксплуатации - нормальные, фазовый угол между измеряемыми током и напряжением равен 0 или д/2 при измерении активной или реактивной энергии соответственно. В случае отклонения условий измерений от указанных, предел погрешности для каждого ИК может быть рассчитан согласно соотношениям, приведенным в методике поверки МП 25-26-2021. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 38 |
| Условия эксплуатации АИИС КУЭ: - температура окружающей среды для измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии и УСПД | в соответствии с эксплуатационной документацией |
| - температура окружающей среды для сервера баз данных | в соответствии с нормальными условиями по ГОСТ 22261-94 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Электропитание оборудования АИИС КУЭ от стандартной сети переменного тока: - напряжение, В - частота, Гц | 220 50 |
| Потребляемая мощность: - счетчик электрической энергии | согласно эксплуатационной документации |
| - УСПД | от 25 до 60 В^А |
| - сервер баз данных | согласно эксплуатационной документации |
| Показатели надежности компонентов АИИС КУЭ: - средняя наработка до отказа, ч, для счетчиков типа: - СЭТ-4ТМ.03 - СЭТ-4ТМ.03М | 90000 165000 |
| - средний срок службы, лет, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М | 30 |
| - время восстановления, ч, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| - наработка на отказ УСПД, ч, не менее | 75000 |
| - средний срок службы УСПД, лет | 30 |
| Глубина хранения информации: Счетчик электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 100 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных значениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу (функция автоматизирована), сут | 100 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 3 |
| ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений | за весь срок эксплуатации системы |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
а) в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
б) в журнале УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
б) 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.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной и эксплуатационной документацией на АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки МП 25-26-2021. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 27 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57ХЛ1 | 6 шт. |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 10 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 14 шт. |
| Трансформатор тока | JKF 123/245 | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03 | 10 шт. |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 4 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных с GPS-приемником сигналов точного времени | ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| Программный комплекс | «Энергосфера» | 1 шт. |
| Формуляр | 103.1.02.ЭТ.ФО | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации КТС | 103.1.01.ЭТ.ИЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 25-26-2021 | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в Разделе 3.1 Формуляра 103.1.02.ЭТ.ФО.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
