Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» (Береговая насосная, НОВ) АО «ДГК» , 96424-25

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» (Береговая насосная, НОВ) 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.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 электроустановки (далее -ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее — УСПД), устройство синхронизации времени (далее — УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.

3-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, автоматизированные рабочие места персонала (далее — АРМ), программное обеспечение (далее — ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Измерительные каналы (далее — ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН , хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем — третьем 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 оснащена системой обеспечения единого времени (далее — СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ — ИИК, ИВКЭ и ИВК.

СОЕВ включает в себя УСВ, входящее в состав УСПД, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД.

Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий УСПД и 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 (№ 1413.3) 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.

Программное обеспечение

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.

Технические характеристики

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
Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счётчик	УСПД	Вид электроэнергии	Основная погрешнос ть, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1	ТТН Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 41260-09	_	СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,8
2	ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ резервный ввод	ТТН Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 58465-14	_	СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12		активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,8
3	ТП 10 кВ Береговая насосная, РУСН-0,4 кВ, 2 секция 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2	ТТН Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 41260-09	_	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04		активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±10,9
4	ТП 10 кВ Насосная осветленной воды, ввод 10 кВ ТНОВ-1	ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07	ЗНОЛП-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 23544-07	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04		активная реактивная	±1,2 ±2,8	±4,0 ±10,9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, 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=0,02^1ном 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 УСПД 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	4
Нормальные условия: — параметры сети: — напряжение, % от ином	99 до 101
— ток, % от 1ном	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 ином	от 90 до 110
— ток, % от 1ном	от 2 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
— УСПД, оС	от 0 до +40
— сервера, 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
УСПД: — среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
— 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
УСПД: — суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее	45
— сохранение информации при отключении питания, год, не менее	5
Сервер: — хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее	3,5

Надежность системных решений:

— защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД 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 УСПД:

— ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН);

— попыток несанкционированного доступа;

— связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;

— перезапусков ИВКЭ;

— фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

— результатов самодиагностики;

— отключения питания;

— 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 ИВКЭ журналы событий ИВКЭ и ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

— счетчика;

— промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

— испытательной коробки;

— УСПД;

— сервера БД;

— защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

— счетчика;

— УСПД;

— сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

— счётчиках (функция автоматизирована);

— УСПД (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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы паспорта-формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-I	3
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ	ТТН	12
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-10	3
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М.09	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03.09	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03.01	1
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	1
Программное обеспечение	ПО «ТЕЛЕСКОП+»	1
Паспорт-формуляр	РЭСС.411711.АИИС. 1413.3 ПФ	1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Благовещенская ТЭЦ» (Береговая насосная, НОВ) АО «ДГК», аттестованном ООО «ПИКА», г. Владимир, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.315181 .