Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Верхотурская ГЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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 по обеспечению единства измерений (Рег. №) 19542-05, и включает в себя средства измерений, указанные в таблице 2.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - семь 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;
- счетчиков активной и реактивной электроэнергии (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. Пределы допускаемой абсолютной погрешности отсчета текущего календарного времени УСПД с модулем GPS на интервале одни сутки ±1 секунда. 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 СЭТ-4ТМ.03 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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
К средству измерений данного типа относится система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Верхотурская ГЭС, заводской номер 01. Заводской номер нанесен в Разделе 2 Формуляра 117.1.02.ЭТ.ФО типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера». Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | 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
| № ИИК ТИ | № ИК | Измеряемая энергия и мощность | Наименование объекта (электростанция, подстанция) наименование присоединения | Типы средств измерений, входящих в состав ИК; номинальный первичный и вторичный ток/напряжение для трансформатора тока/напряжения (в виде дроби); класс точности; регистрационный номер в Федеральном информационном фонде | УСПД | Сервер |
| ТТ | TH | Счетчик |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | 1 | активная отдача | ВГЭСГГ-1 6,ЗкВ | ТИОЛ 10 КТ 0,5S; 400/5 Per. № 1261-02 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 63oo/V3/ioo/V3 Per. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,28/0,5 Per. № 27524-04 | эком-зооо, Per. № 17049-04 | Сервер баз данных |
| 2 | реактивная отдача |
| 3 | активная прием |
| 4 | реактивная прием |
| 2 | 5 | активная отдача | ВГЭС ГГ-2 6,ЗкВ | ТИОЛ 10 КТ 0,5S; 400/5 Per. № 1261-02 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 63oo/V3/ioo/V3 Per. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,28/0,5 Per. № 27524-04 |
| 6 | реактивная отдача |
| 7 | активная прием |
| 8 | реактивная прием |
| 3 | 9 | активная отдача | ВГЭС ГГ-3 6,ЗкВ | ТИОЛ 10 КТ 0,5S; 400/5 Per. № 1261-02 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 63oo/V3/ioo/V3 Per. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,28/0,5 Per. № 27524-04 |
| 10 | реактивная отдача |
| И | активная прием |
| 12 | реактивная прием |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | 13 | активная отдача | ВГЭС ОРУ-3 5 кВ ПС Береговая ВЛ- 35кВ Верхотурье | ТОЛ-35 КТ 0,5S; 200/5 Per. №47959-16 | 3HOM-35-65 КТ 0,5 3 5000/^3/1 ОО/л/З Per. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,28/0,5 Per. № 27524-04 | эком-зооо, Per. № 17049-04 | Сервер баз данных |
| 14 | реактивная отдача |
| 15 | активная прием |
| 16 | реактивная прием |
| 5 | 17 | активная отдача | ВГЭС ОРУ-3 5 кВ ПС Береговая ВЛ- 35 кВ Химзавод | ТОЛ-35 КТ 0,5S; 150/5 Per. №21256-07 | 3HOM-35-65 КТ 0,5 3 5000/^3/1 ОО/л/З Per. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,28/0,5 Per. № 27524-04 |
| 18 | реактивная отдача |
| 19 | активная прием |
| 20 | реактивная прием |
| 6 | 21 | активная отдача | ВГЭС ЗРУ-6,ЗкВ ТП-1530 6,ЗкВ | ТПОЛ 10 КТ 0,5S; 300/5 Per. № 1261-02 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 бЗОО/х/З/ЮО/х/З Per. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,28/0,5 Per. № 27524-04 |
| 22 | реактивная отдача |
| 8 | 25 | активная прием | ВГЭС ЗРУ-6,ЗкВ Щит СН 0,4/0,23 кВ ф.ТП-1501 0,4кВ | ТШП-0,66 КТ 0,5S; 300/5 Per. № 15173-06 | — | СЭТ-4ТМ.03.08 КТ 0,28/0,5 Per. № 27524-04 |
| 26 | реактивная прием |
Примечание - 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 актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть
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: - для ИК №№ 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 15, 17, 19, 21 - для ИК № 25 | ±1,0 ±0,8 |
| - реактивной энергии и мощности: - для ИК №№ 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 22 - для ИК № 26 | ±1,1 ±0,9 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны доверительные границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95. 3 Представленные значения погрешности ИК получены расчетным путем на основании значений составляющих погрешности ИК в предположениях: условия эксплуатации -нормальные, измеряемые токи и напряжения равны номинальным, 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 относительной погрешности измерения для каждого ИК может быть рассчитан согласно соотношениям, приведенным в методике поверки АИИС КУЭ. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации АИИС КУЭ: - электропитание от стандартной сети переменного тока: | |
| - напряжение, В | 220 |
| - частота, Г ц | 50 |
| - температура окружающей среды для измерительных | в соответствии с |
| трансформаторов, счетчиков электрической энергии и УСПД | э ксплуатационной документацией (ЭД) на эти средства |
| - температура окружающей среды для сервера баз данных | в соответствии с нормальными условиями по ГОСТ 22261-94 |
| Потребляемая мощность: | |
| - счетчик электрической энергии | согласно ЭД |
| - УСПД | от 25 до 60 В^А |
| - сервер баз данных | согласно ЭД |
| Показатели надежности компонентов АИИС КУЭ: - средняя наработка на отказ, ч, счетчика электрической энергии | |
| типа СЭТ-4ТМ.03 | 90000 |
| - средний срок службы, лет, счетчика электрической энергии | 30 |
| типа СЭТ-4ТМ.03 |
| - средняя наработка на отказ УСПД, ч, не менее | 75000 |
| - срок службы УСПД, лет, не менее | 30 |
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 события 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:
- электросчетчика;
- 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.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных значениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной и эксплуатационной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 12 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03 | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03.08 | 1 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных с приемником GPS | УСПД ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| Программное обеспечение | Программный комплекс «Энергосфера» | 1 шт. |
| Формуляр | 117.1.02.ЭТ.ФО | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации КТС | 117.1.01.ЭТ.ИЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в Разделе 3.3 Формуляра 117.1.02.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.
