Назначение
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз опроса АИИС КУЭ (сервер) с программным обеспечением (ПО), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации каналов приёма-передачи информации 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 счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика 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. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение и передача измерительной информации, а также отображение информации на АРМ.
Передача информации от сервера в программно -аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи в сети интернет 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя УССВ, встроенные часы сервера и счетчиков. УССВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Сервер уровня ИВК получает сигналы точного времени от УССВ. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется один раз в час. Корректировка времени часов сервера осуществляется при расхождении часов сервера и УССВ более, чем на ±1 с.
Сервер осуществляет синхронизацию времени часов счетчиков. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера осуществляется один раз в сутки. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более, чем на ±2 с.
Журналы событий счётчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используются комплексы технических средств «Энергия+» (КТС «Энергия+»), представляющие собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК), в состав которого входит специализированное ПО. КТС «Энергия+» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых в ИВК по интерфейсу Ethernet является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами КТС «Энергия+». Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | Комплекс технических средств «КТС «Энергия+» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 6.5 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Расчетное ядро Энергия+) | 0DF6493633C34ABB11FC64F25F6CDA96 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Запись в БД Энергия+) | 02940A6E0FEDEFDD5BD208C6DCC9511C |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Сервер устройств Энергия+) | EB49952141BB1B4171A01421F2F0B065 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК
АИИС КУЭ
| Наименования и номера точек измерений | Состав измерительных каналов |
| ТТ | ТН | Счетчик | УССВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ОРУ 330 Псковская ГРЭС, ВЛ - 330кВ Псковская ГРЭС -Старорусская (Л-481) | CTS-1 363 У1 2000/1 Кл.т.0^ Рег. № 80222-20 | C3VT 362/8 330000/V3/100/V3 Кл.т 0,2 Рег. № 79906-20 НКФ-330-73У1 330000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 79891-20 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-12 | УСВ-Г Рег. № 61380-15 |
| 2 | ОРУ 330 Псковская ГРЭС, ВЛ 330 кВ Великорецкая -Псковская ГРЭС (Л-413) | ТФРМ 330 Б-11У1 2000/1 Кл.т.0,2 Рег. № 80223-20 | НКФ-330-73У1 330000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 79891-20 НКФ-330-73У1 330000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 79891-20 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 3 | ОРУ 330 Псковская ГРЭС, ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС -Новосокольники | ТФРМ 330 Б-11У1 2000/1 Кл.т.0,2 Рег. № 80223-20 | НКФ-М-330 АУ1 330000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 79892-20 НКФ-330-73У1 330000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 79891-20 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 4 | ОРУ 110 Псковская ГРЭС, ВЛ 110 кВ Псковская ГРЭС -Пожеревицы с отпайкой на ПС СУ ГРЭС (Л. Чихач евская-1) (Л.Чих-1) | ТФЗМ 110Б-1У 1000/1 Кл.т.0,5 Рег. № 26422-04 | НКФ110-83У1 110000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 1188-84 НКФ110-83У1 110000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 5 | ОРУ 110 Псковская ГРЭС ВЛ 110 кВ Псковская ГРЭС -Махновка (Л.Махновская-2) (Л.Мхн-2) | ТФЗМ 110Б-Ш 1000/1 Кл.т.0,5 Рег. № 26421-04 | НКФ110-83У1 110000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 1188-84 НКФ110-83У1 110000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 27524-04 | 5 - 0 г ОО -3 В 16 С6 СУ № .г е Рн |
| 6 | ОРУ 110 Псковская ГРЭС ОВ | ТФЗМ 110Б-Ш 2000/1 Кл.т.0,5 Рег. № 26421-04 | НКФ110-83У1 110000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 1188-84 НКФ110-83У1 110000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 7 | ОРУ 110 Псковская ГРЭС Вл 110 кВ Псковская ГРЭС -Дедовичи с отпайкой на ПС Пионерный (Л.Дедовическая-1) (Л.Дед-1) | ТФЗМ 110Б-1У 1000/1 Кл.т.0,5 Рег. № 26422-04 | НКФ110-83У1 110000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 1188-84 НКФ110-83У1 110000/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 8 | Псковская ГРЭС Генератор Г -2 15,75 кВ | ТШ20 10000/5 Кл.т.0,2 Рег. № 8771-82 | ЗНОЛ.06 15750/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 9 | КРУ 6 кВ В2А Рабочий ввод 6 кВ секции 2А | ТЛК10 1500/5 Кл.т.0,5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10 6000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 10 | КРУ 6 кВ В2Б Рабочий ввод 6 кВ секции 2Б | ТЛК10 1500/5 Кл.т.0,5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10 6000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 11 | Псковская ГРЭС Генератор Г-1 15,75 кВ | ТШ20 10000/5 Кл.т.0,2 Рег. № 8771-82 | ЗНОМ-15-63 15750/V3/100/V3 Кл.т 0,5 Рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 12 | КРУ 6 кВ, В1А Рабочий ввод 6кВ секции 1А | ТЛК-10 1500/5 Кл.т.0,5 Рег. № 9143-06 | НАМИ-10 6000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 13 | КРУ 6 кВ, В1Б Рабочий ввод 6кВ секции 1Б | ТЛК-10 1500/5 Кл.т.0,5 Рег. № 9143-06 | НАМИ-10 6000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 27524-04 | 5 ■ 0 00 Г- 3 га vо С У№ е Р |
| 14 | КРУ 6 кВ, ВРА Магистральный ввод 6кВ резервной секции РА | ТЛШ10 2000/5 Кл.т.0,5 Рег. № 11077-89 | НАМИ-10 6000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 15 | КРУ 6 кВ, ВРБ Магистральный ввод 6кВ резервной секции РБ | ТЛШ10 2000/5 Кл.т.0,5 Рег. № 11077-89 | НАМИ-10 6000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| Примечания: 1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 3 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | Активная | 0,8 | 2,2 |
| Реактивная | 1,6 | 2,0 |
| | Активная | 0,8 | 2,4 |
| 2, 3, 8, 11 | | | |
| | Реактивная | 1,6 | 1,9 |
| | Активная | 1,1 | 5,5 |
| 4, 5 | | | |
| | Реактивная | 2,3 | 2,7 |
| | Активная | 1,1 | 5,5 |
| 6, 7 | | | |
| | Реактивная | 2,3 | 2,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| | Активная | 0,9 | 5,4 |
| 9, 10 | | | |
| | Реактивная | 2,0 | 2,8 |
| | Активная | 0,9 | 5,4 |
| 12 - 15 | | | |
| | Реактивная | 2,0 | 2,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| Примечания | | | |
| 1 Характеристики погрешности | ИК даны для измерений электроэнергии и |
| средней мощности (30 минут). | | |
| 2 В | качестве характеристик относительной погрешности указаны границы |
| интервала, соответствующие вероятности 0,95. | |
| 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)%1ном, еоБф = 0,5инд и |
| температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии |
| от плюс 10 до плюс 30 °С. | | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosф температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 ГОСТ 26035-83 | от 99 до 101 от 100 до 120 0,9 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +23 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСВ | от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +40 от -40 до +60 от +10 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ -4ТМ.03М (рег. № 36697-08): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии СЭТ -4ТМ.03М (рег. № 36697-12): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 140000 2 165000 2 |
| 1 | 2 |
| счетчики электроэнергии СЭТ -4ТМ.03 (рег. № 27524-04): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счётчика и сервера фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счётчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счётчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках (функция автоматизирована);
- сервере 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 эксплуатационной документации типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | CTS-1 363 У1 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока | ТФРМ-330Б-П У1 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-ГУ | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-Ш | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТТТТ20 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛК10 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 УТ2 | 5 шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 1 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛШ10 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения емкостные | C3VT 362/8 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-330-73У1 | 9 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-М-330 АУ1 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункци ональные | СЭТ-4ТМ.03М | 9 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункци ональные | СЭТ-4ТМ.03 | 6 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-Г | 1 шт. |
| Методика поверка | МП-312235-115-2020 | 1 экз. |
| Формуляр | ОГК-2.411711.ПГРЭС.ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-115-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС. Методика поверки», утверждённому ООО «Энергокомплекс» 25.06.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- электросчётчиков СЭТ -4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- электросчётчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- электросчётчиков СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- устройств синхронизации времени УСВ-Г- в соответствии с документом НЕКМ.426489.037 МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени по сигналам ГНСС ГЛОНАСС/GPS УСВ-Г. Методика поверки», утвержденным первым заместителем генерального директора - заместителем по научной работе ФГУП «ВНИИФТРИ» в апреле 2015 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13);
- при поверке измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «ОГК-2» - Псковская ГРЭС
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
80732-20: Методика поверки МП-312235-115-2020Скачать11.9 Мб