Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГРЭС-24 филиала ПАО «ОГК-2» — Рязанская ГРЭС (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами филиала ПАО «ОГК-2» — Рязанская ГРЭС, сбора, хранения, обработки полученной информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГРЭС-24 филиала ПАО «ОГК-2» — Рязанская ГРЭС (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами филиала ПАО «ОГК-2» — Рязанская ГРЭС, сбора, хранения, обработки полученной информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень — измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
второй уровень — информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) — устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе интеллектуального контроллера SM160-02M (далее по тексту — УСПД1), контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 (далее по тексту — УСПД2), технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на третий уровень.
третий уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных, сервер баз данных, устройство синхронизации времени УСВ-3, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру, АРМы и технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
— активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
— средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК№№1-4 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД2. Цифровой сигнал с выходов счетчика ИК№ 6 по проводной линии связи, а с выходов счетчика ИК№ 5 по беспроводной линии связи (GPRS) поступает на входы УСПД1. В УСПД осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на уровень ИВК. При отказе основного канала связи цифровой сигнал с выходов счетчика ИК№5 по беспроводной линии связи (CSD) поступает на входы сервера сбора данных.
Обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение происходит в УСПД, либо на сервере сбора данных. Оформление отчетных документов осуществляется на уровне ИВК.
Передача информации c электронной подписью (ЭП) субъекта ОРЭ в ПАК АО «АТС», в филиал АО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ и другим смежным субъектам ОРЭМ осуществляется с уровня ИВК по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Доступ к информации, хранящейся в сервере баз данных, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы времени UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, сравнивающее собственную шкалу времени с национальной шкалой времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер сбора данных периодически по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3. Независимо от величины расхождения шкалы времени сервера сбора данных и шкалы времени УСВ-3, сервер сбора данных производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.
Сравнение шкалы времени УСПД1 и УСПД2 со шкалой времени сервера сбора данных происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера сбора данных на величину более чем ±2 с., выполняется синхронизация шкал времени УСПД.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии с соответствующим УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени соответствующего УСПД на величину более чем ±2 с., выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД1, УСПД2 и сервера сбора данных отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер 08 АИИС КУЭ нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода, которая крепится на корпус сервера сбора данных. Дополнительно заводской номер 08 указывается в паспорте-формуляре.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню — «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Пирамида 2000»
| Идентификационные данные | 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) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
| 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) | c391d64271acf4055bb2a4d3fe 1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSLdll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав измерительных каналов (далее-ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | ГРЭС-24, ТГ-1 20 кВ | ТШ20 12000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 8771-82 | ЗНОЛ.06 20000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | УСПД2, рег. № 28822-05 | УСВ-3, рег. № 84823-22, сервер сбора данных, сервер баз данных |
| 2 | ГРЭС-24, КРУ6 кВ,ввод 4ТРА 6 кВ 4ТР | ТЛШ-10 2000/5
Кл. т. 0,5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 6300/V3/100/V3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
| 3 | ГРЭС-24, КРУ6 кВ,ввод 4ТРБ 6 кВ 4ТР | ТЛШ-10 2000/5
Кл. т. 0,5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 6300/V3/100/V3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
| 4 | ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС — ГРЭС24, оп. № 10 | SAS 550 800/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25121-07 | НАМИ-500 УХЛ1 500000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 28008-09 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ||
| 5 | РУ 0,4 кВ ВымпелКом, КЛ 0,4 кВ ВымпелКом | ТОП
20/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-16 |
_ | ТЕ3000.04.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | 81 | |
| 6 | ГРЭС-24, КРУ 6 кВ,секция 12А, яч.15, КВЛ 6 кВ Рыбхоз | ТЛМ-10 400/5
Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | ТЕ3000.00 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 |
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН, 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 аналогичное, утвержденного типа;
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
4. 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 их неотъемлемая часть.
Таблица 3 — Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | Активная Реактивная | 0,8
1,5 |
1,5
2,3 |
| 2, 3 | Активная Реактивная | 1,1
2,2 |
2,9
4,5 |
| 4 | Активная Реактивная | 0,6
1,1 |
1,4
2,4 |
| 5 | Активная Реактивная | 0,8
1,9 |
2,8
4,5 |
| 6 | Активная Реактивная | 1,1
2,3 |
2,9
4,6 |
| Пределы смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно национальной шкалы времени UTC (SU), с | ±5 | ||
| Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая); 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95; 3. Границы погрешности результатов измерений приведены при cos ф=0,87, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, для рабочих условий для ИК №№ 1-3, 6 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном, для ИК №№ 4, 5 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +10 °С до +30 °С. |
|||
Таблица 4 — Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 6 |
| Нормальные условия:
параметры сети: — напряжение, % от ином — ток, % от 1ном — коэффициент мощности — частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102
от 100 до 120 0,87 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации:
параметры сети: — напряжение, % от ином — ток, % от 1ном — коэффициент мощности — частота, Гц температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера баз данных, сервера сбора данных, УСПД, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более |
от 90 до 110
от 1(2) до 120 от 0,5инд до 0,87емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 от 80,0 до 106,7 98 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: СЭТ-4ТМ.03 (рег.№ 27524-04):
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08):
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| ТЕ3000 (рег.№ 77036-19):
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Интеллектуальный контроллер SM160-02M (рег.№ 71337-18): — среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| СИКОН С70 (рег. № 28822-05):
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| УСВ-3 (рег.№ 84823-22):
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
180000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Сервер баз данных:
— коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Сервер сбора данных:
— коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации:
СЭТ-4ТМ.03 (рег.№ 27524-04): — 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
112 |
| СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08):
— 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
| ТЕ3000 (рег.№ 77036-19):
— 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
114 |
| Интеллектуальный контроллер SM160-02M (рег.№ 71337-18):
— 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
| — при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| СИКОН С70 (рег. № 28822-05):
— 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
100 |
| — при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер баз данных:
— хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
— резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
— резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
— в журнале событий счетчика:
— параметрирования;
— пропадания напряжения;
— коррекции времени в счетчике.
— журнал УСПД:
— параметрирования;
— пропадания напряжения;
— коррекции времени;
— пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
— электросчетчика;
— промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
— испытательной коробки;
— УСПД;
— сервера баз данных;
— сервера сбора данных.
— 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 баз данных;
— установка пароля на сервер сбора данных.
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные — измерители ПКЭ | ТЕ3000.04.12 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные — измерители ПКЭ | ТЕ3000.00 | 1 |
| Трансформатор тока | ТШ20 | 3 |
| ТЛШ-10 | 6 | |
| SAS 550 | 3 | |
| ТОП | 3 | |
| ТЛМ-10 | 2 | |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 9 |
| НАМИ-500 УХЛ1 | 3 | |
| НТМИ-6-66 | 1 | |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Контроллеры многофункциональные (УСПД1) | Интеллектуальный контроллер SM160-02M | 1 |
| Контроллеры сетевые индустриальные (УСПД2) | СИКОН С70 | 1 |
| Сервер баз данных | _ | 1 |
| Сервер сбора данных | _ | 1 |
| Документация | ||
| Паспорт-формуляр | 00103094.425500.008.ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГРЭС-24 филиала ПАО «ОГК-2» — Рязанская ГРЭС», МВИ 26.51/399/26, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ». г. Самара. Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311290 от 16.11.2015.
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
