Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Черекская ГЭС
- ООО "Малые ГЭС Ставрополья и Карачаево-Черкесии" (ООО "МГЭС Ставрополья и КЧР"), Ставропольский край, г. Железноводск
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:95694-25
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Черекская 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 распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), 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), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, расположенный на Кашхатау ГЭС, устройства синхронизации времени ССВ-1Г (основное и резервное), расположенные на Кашхатау ГЭС, устройства синхронизации времени ИСС-1.5 (основное и резервные), расположенные на Черекской ГЭС, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения доступа к информации, программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2.0», автоматизированные рабочие места (далее - АРМ).
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и информационные системы других смежных субъектов ОРЭМ.
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 сервер АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в АО «АТС» с использованием электронной подписи (ЭП) субъекта ОРЭМ, в АО «СО ЕЭС» и в заинтересованные организации осуществляется с сервера АИИС КУЭ, либо АРМ, по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP по сети Internet в виде xml-файлов 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.
Также сервер ИВК может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входят устройства синхронизации времени ССВ-1Г (основное и резервное), расположенные на Кашхатау ГЭС, и устройства синхронизации времени ИСС-1.5 (основное и резервное), расположенные на Черекской ГЭС.
Сравнение шкалы времени сервера с ССВ-1Г Кашхатау ГЭС происходит не реже, чем 1 раз в сутки посредством встроенного ПО сервера ИВК. Коррекция шкалы времени сервера выполняется при расхождении шкал времени сервера ИВК и ССВ-1Г Кашхатау ГЭС более, чем на ±1 с.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени ИСС-1.5 осуществляется периодически (не реже, чем 1 раз в 1 сутки). При наличии любого расхождения производится синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени ИСС-1.5.
Журналы событий счетчиков и сервера 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 АИИС КУЭ не предусмотрено.
Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на коммутационном шкафу, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.
Заводской номер АИИС КУЭ: 001.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0» в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2.0» 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 «Пирамида 2.0».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0»
| Наименование программного обеспечения | «Пирамида 2.0» |
| Номер версии ПО (идентификационный номер) | не ниже 8.0 |
| Цифровой идентификатор | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
| Идентификационное наименование | BinaryPackControl s.dll |
| Цифровой идентификатор | E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
| Идентификационное наименование | CheckDataIntegrity.dll |
| Цифровой идентификатор | BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
| Идентификационное наименование | ComIECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор | AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
| Идентификационное наименование | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор | EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
| Идентификационное наименование | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор | D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
| Идентификационное наименование | DateTimeProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор | B6740D3419A3BC1A42763 860BB6FC8AB |
| Идентификационное наименование | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Цифровой идентификатор | 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A3 9 |
| Идентификационное наименование | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор | EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
| Идентификационное наименование | SummaryCheckCRC. dll |
| Цифровой идентификатор | 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
| Идентификационное наименование | ValuesDataProcessing.dll |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2.0 не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 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 | TH | Счётчик | УСВ/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих усло-виях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ВЛ 10 кВ Аушигерская ГЭС-Кашхатау с отпайками на Черекскую ГЭС, Зарагижскую ГЭС (Ф-101) | ТОЛ-НТЗ-Ю Кл. т. 0,5 Ктт 30/5 Per. № 69606-17 | ЗНОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 Ктн 1 ОООО/х/з: 1 ОО/х/з Per. №71707-18 | ESM-HV100-24-А2Е2-02А Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 | ССВ-1Г (основное, резервное) Per. № 61380-15, ИСС-1.5 (основное, резервное) Per. № 71235-18, DEPO Storm 1430B1R | активная реактивная | ±1Д ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 2 | ГА-3 | ТОЛ-НТЗ-Ю Кл. т. 0,2S Ктт 2000/5 Per. № 69606-17 | НАЛИ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10500/100 Per. №70747-18 | ESM-HV100-24-А2Е2-02А Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 | |
| 3 | Ввод Т-1 КРУ 10 кВ | ТОЛ-НТЗ-Ю Кл. т. 0,2S Ктт 2000/5 Per. № 69606-17 | НАЛИ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10500/100 Per. №70747-18 | ESM-HV100-24-A2E2-02A Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ГА-2 | ТОЛ-НТЗ-Ю Кл. т. 0,2S Ктт 2000/5 Per. № 69606-17 | НАЛИ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10500/100 Per. №70747-18 | ESM-HV100-24-А2Е2-02А Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 | ССВ-1Г (основное, резервное) Per. № 61380-15, ИСС-1.5 (основное, резервное) Per. № 71235-18, DEPO Storm 1430B1R | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
| 5 | ТСН-1 | ТОЛ-НТЗ-Ю Кл. т. 0,2S Ктт 50/5 Per. № 69606-17 | НАЛИ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10500/100 Per. №70747-18 | ESM-HV100-24-А2Е2-02А Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 | |
| 6 | ГА-1 | ТОЛ-НТЗ-Ю Кл. т. 0,2S Ктт 2000/5 Per. № 69606-17 | НАЛИ-НТЗ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10500/100 Per. №70747-18 | ESM-HV100-24-A2E2-02A Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 | |
| 7 | ВЛ 110 кВ «Зарагижская ГЭС - Черекская ГЭС» | ТОГФ-ИО Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Per. № 82676-21 | НДКМ-100 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3 Per. №60542-15 | ESM-HV100-24-A2E2-02A Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 | |
| 8 | ВЛ 110 кВ «Черекская ГЭС - Псыгансу» | ТОГФ-ИО Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Per. № 82676-21 | НДКМ-100 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3 Per. №60542-15 | ESM-HV100-24-A2E2-02A Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 | |
| 9 | Перемычка 110 кВ | ТОГФ-ИО Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Per. № 82676-21 | НДКМ-100 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3 Per. №60542-15 | ESM-HV100-24-A2E2-02A Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 66884-17 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АПИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (А), 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 coscp = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1НОм и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 9 от 0 °C до +40 °C. 4 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 5 Допускается замена устройств синхронизации времени ССВ-1Г и ИСС-1.5 на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 9 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Г ц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 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(5) до 120 |
| - коэффициент мощности cos9 | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Г ц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика ESM-HV100-24-A2E2-02A | 170000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 17 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-110 | 9 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-НТЗ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НДКМ-100 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ESM-HV100-24-A2E2-02A | 9 |
| У стройство синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| У стройство синхронизации времени | ИСС-1.5 | 2 |
| Сервер | DEPO Storm 143OB1R | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2.0» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 165-2023-147-ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Черекская ГЭС, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва. Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений № RA.RU.312236.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ 59793-2021 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».