Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Абаканская ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала «Абаканская ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени данных о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- 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 уровне (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 -ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (Кт) 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) Кт = 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S по ГОСТ 31819.22-2012 для активной электроэнергии и Кт = 0,5 по ГОСТ 31819.23-2012 для реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2 -ой уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «СИКОН С50»;
3 -ий уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя комплекс информационно-вычислительный «ИКМ - Пирамида» (ИКМ), каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала и программное обеспечение (ПО).
Первичные фазные 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 преобразуют 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 по проводным линиям связи и GSM-связи 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 по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На третьем уровне системы выполняется промежуточный сбор, обработка и хранение измерительной информации. Далее измерительная информация поступает на ИВК ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)», где осуществляется хранение информации, оформление справочных и отчетных документов, а также передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все ее уровни - счетчики электрической энергии, УСПД, ИКМ и имеет нормированную точность. Время ИКМ скорректировано с временем устройства синхронизации времени УСВ-1, сличение ежечасное, корректировка производится при расхождении времени более ±2 с. Сличение времени УСПД с временем ИКМ осуществляется не реже одного раза в сутки, и корректировка времени производится при расхождении с временем ИКМ более ±1 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется не реже одного раза в сутки, время счетчиков корректируется при расхождении с временем УСПД более ±1 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
АИИС КУЭ функционируют под управлением ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов событий с фиксацией ошибок и изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню защиты «высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014. Влияние ПО на метрологические характеристики измерения активной и реактивной электроэнергии отсутствует. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование программного обеспечения | Пирамида 2000 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 С-2048 |
| Наименование программного модуля ПО | Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
| Идентификационное наименование модуля ПО | CalcClients.dll |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Наименование программного модуля ПО | Модуль расчета небаланса энергии/ мощности |
| Идентификационное наименование модуля ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Наименование программного модуля ПО | Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
| Идентификационное наименование модуля ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Наименование программного модуля ПО | Общий модуль функций расчета различных значений и проверки точности вычислений |
| Идентификационное наименование модуля ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Наименование программного модуля ПО | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Наименование программного модуля ПО | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Наименование программного модуля ПО | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Наименование программного модуля ПО | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование программного модуля ПО | Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных НСИ |
| Идентификационное наименование модуля ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Наименование программного модуля ПО | Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
| Идентификационное наименование модуля ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИК
| Номер и наименование ИК | Трансформатор тока (ТТ) | Трансформатор напряжения (ТН) | Счетчик электроэнергии | УСПД/УССВ /Сервер/ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ТГ-1 | ТШЛ-20Б-1, 8000/5, Кт = 0,2 рег. № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 6000/\3: 100/\3 Кт=0,5 рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | СИКОН С50 рег. № 65197-16/ УСВ-1 рег. № 28716-05/ HP Proliant ML350 G4p ИКМ-Пирамида рег. № 45270-10 |
| 2 | ТГ-2 | ТШВ-15Б, 8000/5, Кт = 0,5 рег. № 5719-76 | ЗНОМ-15-63 10000/^3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 3 | ТГ-3 | ТШ-20 8000/5, Кт = 0,2 рег. № 8771-82 | ЗНОМ-15-63 10000/^3: 100/V3 Кт = 0,5 рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 4 | СВ-307 | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/^3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 5 | СВ-308 | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/^3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 6 | С-304 | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/^3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 7 | С-303 | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/V3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | СИКОН С50 рег. № 65197-16/ УСВ-1 рег. № 28716-05/ HP Proliant ML350 G4p ИКМ-Пирамида рег. № 45270-10 |
| 8 | С-313 | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/V3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 9 | С-314 | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/V3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | СИКОН С50 рег. № 65197-16/ УСВ-1 рег. № 28716-05/ HP Proliant ML350 G4p ИКМ-Пирамида рег. № 45270-10 |
| 10 | С-305 | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/V3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 11 | С-306 | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/V3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 12 | Ввод 7 АТ-110 кВ | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/^3: 100/03 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 13 | КТПН-6, фидер 1 | Т-0.66 300/5, Кт = 0,5 рег. № 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 14 | Газодувка № 1 УКС ОАО «Абаканвагонмаш» (АПОВ Газодувка № 1) | ТШП-0,66 400/5, Кт = 0,5 рег. № 15173-06 | - | СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 15 | Газодувка № 2 УКС ОАО «Абаканвагонмаш» (АПОВ Газодувка № 2) | ТШП-0,66 400/5, Кт = 0,5 рег. № 47957-11 | - | СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 |
| 16 | ООО «Абаканский крупяной завод» | ТОП-0.66 200/5, Кт = 0,5 рег. № 47959-11 | - | СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 17 | КФХ «Кадычегова С.Н.» | Т-0.66 200/5, Кт = 0,5 рег. № 26820-05 | - | СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 18 | ТП 400 УКС ОАО «Абаканвагонмаш» | ТВЛМ-10 150/5, Кт = 0,5 рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100, Кт = 0,5 рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | СИКОН С50 рег. № 65197-16/ УСВ-1 рег. № 28716-05/ HP Proliant ML350 G4p ИКМ-Пирамида рег. № 45270-10 |
| 19 | 1ОВ-110 кВ | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/^3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| 20 | 2ОВ-110 кВ | ТВУ-110-50 1000/5, Кт = 0,5 рег. № 3182-72 | НКФ-110-57 110000/^3: 100/\3 Кт = 0,5 рег. № 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
| Примечания: 1 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 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. 4 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 5 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
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, (±6), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
| 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, | Активная | 1,1 | 3,3 |
| 9, 10, 11, 12, 19, 20 | Реактивная | 2,6 | 4,5 |
| Активная | 0,8 | 2,9 |
| 13, 14, 15, 16,17 | Реактивная | 2,1 | 4,4 |
| Активная | 1,0 | 3,0 |
| 18 | Реактивная | 2,6 | 4,5 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности, cos (ф) - температура окружающей среды, °C | от 5 до 120 от 98 до 102 0,95 инд. от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином | от 5 до 120 от 90 до 110 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для ИВК «ИКМ-Пирамида» и сервера | от 5 до 120 от 90 до 110 от -40 до +45 от -40 до +60 от +10 до +35 от +10 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - время восстановления работоспособности, ч ИВК «ИКМ-Пирамида»: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - время восстановления работоспособности, ч | СЭТ-4ТМ.03М: 220 000 СЭТ-4ТМ.03: 90 000 2 70 000 24 70 000 1 100 000 1 |
| Глубина хранения информации: Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, суток, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток - при отключении питания, лет, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений, состояний средств измерений, лет, не менее | 113 10 100 3 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания электросчетчика, УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- визуальный контроль информации на счетчике;
- возможность получения информации со счетчиков автономным и удаленным способами;
- резервирование каналов связи: данные о состоянии средств измерений и результатов измерений могут передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по коммутируемой линии телефонной связи общего пользования и GSM-связи.
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- в журнале УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита информации на программном уровне:
- состояний средств измерений, результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- установка пароля на сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОМ-15-63 | 9 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 12 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Измерительный трансформатор тока | ТШЛ-20Б-1 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | ТШВ-15Б | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | ТШ-20 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | ТВУ-110-50 | 33 |
| Измерительный трансформатор тока | Т-0,66 | 6 |
| Измерительный трансформатор тока | ТШП-0,66 | 6 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОП-0,66 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 3 |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03.08 | 6 |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 14 |
| УСПД | СИКОН С50 | 1 |
| ИВК «ИКМ - Пирамида» | ВЛСТ 230.00.000-03 | 1 |
| Сервер БД | HP ProLiant ML350 G4p | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 1 |
| Преобразователь интерфейса RS-232 в R-S485 | ADAM 4520 | 3 |
| GSM-модем | Siemens МC35i | 5 |
| ПО | ПО «Пирамида 2000», Конфигуратор СЭТ-4ТМ, Конфигуратор УСПД, ПО «Конфигуратор контроллера ТС» | 1 1 1 1 |
| Формуляр | - | 1 |
| Методика поверки | МП 43856-10 с изменением № 1 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 43856-10 с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Абаканская ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30.09.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (рег. № 27008-04).
Допускается применение других (аналогичных) средств поверки, обеспечивающих метрологические характеристики поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности филиала «Абаканская ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Методика аттестована ФГУП «ВНИИМС», свидетельство об аттестации № 01.00225-2008.201/047-2010
от 11.10.2010 г. (рег. № ФР.1.34.2010.07862).
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Абаканская ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
