Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» (удалённые объекты) АО «ДГК» (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» (удалённые объекты) АО «ДГК» (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
— автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
— периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
— автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери
— информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
— предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций — участников оптового рынка электроэнергии;
— обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
— диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
— конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
— автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень — измерительно-информационные комплексы (далее — ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее — ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее — БД) АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени (далее — УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее — АРМ), программное обеспечение (далее — ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Первичные 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 преобразуются 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством каналообразующей аппаратуры поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации.
На верхнем, втором уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее — СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входят устройства синхронизации системного времени (основное и резервное), которые синхронизированы с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам ГЛОНАСС.
Резервное УССВ используется для синхронизации времени сервера БД в случае выхода из строя основного УССВ (отсутствие связи со спутниками, выход из строя, отключение для производства плановых работ).
Сравнение шкалы времени сервера БД с УССВ проводится автоматически. При расхождении шкал времени сервера БД и УССВ, равном или более 0,9 с, проводится коррекция шкалы времени сервера БД.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера БД осуществляется автоматически с периодичностью 1 раз в сутки. При расхождении шкал времени счетчиков и сервера БД, равном или более 1 с, проводится коррекция шкалы времени счетчиков.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 1569.01) в цифровом формате указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД в составе уровня ИВК.
В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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 «ТЕЛЕСКОП+».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ТЕЛЕСКОП+ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО:
— сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll — АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll |
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений — «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав измерительных каналов (далее — ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УССВ | Основная погрешно сть, % | Погре шност ь в рабоч их услови ях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ Водозабор (БНС), РУ-6 кВ, яч.5 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ИСС-2.7 Рег. № 71235-18 | активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±4,1
±7,5 |
| 2 | ПС 110 кВ Водозабор (БНС), РУ-6 кВ, яч.9 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±4,1
±7,5 |
|
| 3 | ПС 110 кВ Водозабор (БНС), РУ-6 кВ, яч.13 | ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±4,1
±7,5 |
|
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ПС 35 кВ НОВ, РУ-6 кВ, яч.3 | ТОЛ 10-1
Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128 01 |
ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
ИСС-2.7 Рег. № 71235-18 | активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±4,1
±7,5 |
| 5 | ПС 35 кВ НОВ, РУ-6 кВ, яч.13 | ТОЛ 10
Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 7069-79 |
ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±4,1
±7,5 |
|
| 6 | ПС 35 кВ ПНС, РУ-6 кВ, яч.2 | ТОЛ-10 УТ2
Кл. т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 6009-77 |
ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±4,1
±7,5 |
|
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени UTC (SU), с | ±5 | |||||||
| Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой); 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95; 3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8инд, 1=0,05^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +60 °C; 4. Кл. т. — класс точности, Ктт — коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн — коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № — регистрационный номер в Федеральном информационном фонде; 5. 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 2 метрологических характеристик; 6. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа; 7. Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО); 8. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 — Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия:
— параметры сети: — напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
| — ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| — частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| — коэффициент мощности cos ф | 0,9 |
| — температура окружающей среды, ОС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации:
— параметры сети: — напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
| — ток, % От Ihom | от 5 до 120 |
| — частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| — коэффициент мощности cos ф | От 0,5 инд дО 0,8 емк |
| — температура окружающей среды в месте расположения: — ТТ и ТН, ОС | от -45 до +40 |
| — счетчиков электроэнергии, ОС | от -40 до +60 |
| — сервера БД, ОС | от +10 до +30 |
| — УССВ, ОС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии:
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ:
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
125000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер:
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации:
Счетчики электроэнергии: — тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
113 |
| — при отключении питания, год, не менее | 40 |
| Сервер:
— хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
— защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
— резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
— журнал счетчика:
— связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
— коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
— формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
— отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
— перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;
— журнал сервера БД:
— изменения значений результатов измерений;
— изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;
— параметрирования;
— факт и величина коррекции времени;
— пропадания питания;
— замена счетчика;
— полученные с уровня ИИК журналы событий счетчиков.
Защищённость применяемых компонентов:
— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
— счетчика;
— промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
— испытательной коробки;
— сервера БД;
— защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
— счетчика;
— сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
— счётчиках (функция автоматизирована);
— ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
— о состоянии средств измерений;
— о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
— измерений 30 мин (функция автоматизирована);
— сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы паспорта-формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10-1 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 УТ2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10У3 | 2 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 3 |
| Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06-6 | 9 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03.01 | 6 |
| Устройства синхронизации времени | ИСС-2.7 | 2 |
| Программное обеспечение | ПО «ТЕЛЕСКОП+» | 1 |
| Паспорт-формуляр | РЭСС.411711.АИИС.1569.01 ПФ | 1 |
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» (удалённые объекты) АО «ДГК», аттестованном ООО «ПИКА», г. Владимир, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.315181.
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
