Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) «Аушигерская ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационный комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчик активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (Зав. № 07348) (далее по тексту - УСПД) и вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС», Рег. № 45951-10 включает в себя сервер (сервер АИИС КУЭ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ ограничен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ в виде цифрового обозначения, заводские номера средств измерений уровней ИИК и ИВКЭ, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к национальной шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
передача журналов событий счетчиков.
Величины первичных токов и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
УСПД по проводным линиям связи (интерфейс RS-485), с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивает счетчики и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. По окончании опроса, УСПД, автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные результаты измерений в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ, по выделенному волоконно-оптическому каналу связи, с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивает УСПД и считывает с него 30минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД. В качестве УСВ используются УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» принемающее сигнал навигационной системы ГЛАНАСС.
Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам и УСПД (один раз в 30 мин). Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК
| № ИК | Наименование ИК | Состав первого и второго уровней ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Аушигерская ГЭС, ГА-1 10,5 кВ | ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (11000/^3)7(100/^3) Рег. № 82591-21 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70, Рег. № 28822-05 |
| 2 | Аушигерская ГЭС, ГА-2 10,5 кВ | ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (11000/^3)/(100/^3) Рег. № 82591-21 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 3 | Аушигерская ГЭС, ГА-3 10,5 кВ | ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (11000/V3)/(100/V3) Рег. № 82591-21 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 4 | Аушигерская ГЭС, ОРУ-110 кВ, I СШ, ячейка 8, ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ПТФ (Л-189) | ТФЗМ ИОБ-IV У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Рег. № 82592-21 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) Рег. № 82590-21 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 5 | Аушигерская ГЭС, ОРУ-110 кВ, II СШ, ячейка 5, ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - Кашхатау ГЭС (Л-193) | ТФЗМ ИОБ-IV У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Рег. № 82592-21 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) Рег. № 82590-21 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 6 | Аушигерская ГЭС, ОРУ-110 кВ, II СШ, ячейка 7, ВЛ 110 кВ Аушигерская ГЭС - ТМХ-1 с отпайкой Аушигер (Л-192) | ТФЗМ ИОБ-IV У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Рег. № 82592-21 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) Рег. № 82590-21 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 7 | Аушигерская ГЭС, ОРУ-110 кВ, ячейка 6, ОВ 110 кВ М-2 | ТФЗМ ИОБ-IV У1 кл.т 0,5 Ктт = 500/5 Рег. № 82592-21 | НКФ-110 кл.т 0,5 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) Рег. № 82590-21 НКФ-110-83 Рег. №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 8 | Аушигерская ГЭС, КРУ-10кВ, IV СШ, КЛ-10 кВ | ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (11000/^3)/(100/^3) Рег. № 82591-21 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 51(2)%, | 55%, | 520%, | 5100%, |
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I1(2)% < I изм< I 5 % | I1(2)% < I изм< I 5 % | I1(2)% < I изм< I 5 % |
| 1 - 8 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 |
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 51(2)%, | 55%, | 520%, | 5100%, |
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I1(2)% < I изм< I 5 % | I1(2)% < I изм< I 5 % | I1(2)% < I изм< I 5 % |
| 1 - 8 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±7,4 | ±5,2 | ±5,2 |
| 0,8 | - | ±5,7 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,7 | - | ±5,0 | ±3,8 | ±3,8 |
| 0,5 | - | ±4,4 | ±3,5 | ±3,5 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС
КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с__________________
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom | от 98 до 102 |
| ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25°С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| ток, % от Ihom для ИК №№ 1 - 8 | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +10 до +30 |
| температура окружающей среды для УСПД, °С | от +10 до +30 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Количество |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 11 шт. |
| ТФЗМ 110Б-ГУ У1 | 12 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 12 шт. |
| НКФ-110-83 | 1 шт. |
| НКФ-110 | 5 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03.01 | 8 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 шт. |
| Специализированное программное обеспечение | ПО «Пирамида 2000» | 1 шт. |
| Паспорт (формуляр) | АУВГ.420085.062.ФО | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) «Аушигерская ГЭС»».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
