Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала ОАО «Квадра» - «Орловская региональная генерация» Ливенская ТЭЦ (ГТУ-30 МВт) (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, и времени.
Описание
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, средней интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор сведений о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале координированного времени;
- 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 средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электрической энергии;
- передача результатов измерений в ПАК ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Курское РДУ, ОАО «Орелэнергосбыт» в рамках согласованного регламента;
- 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 представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и счётчики активной и реактивной электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М классов точности 0,2S для активной электрической энергии и 0,5 для реактивной электрической энергии;
2 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер с функциями АРМ (автоматизированное рабочее место), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерений и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах.
УСПД, с периодичностью от 1 до 3 минут, по проводным линиям связи считывает значения мощности и текущие показания счетчиков электрической энергии. Также в нём осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
Сервер, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet опрашивает УСПД и считывает с них показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
Сервер, в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электрической энергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АРМ, считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ).
Измерение времени происходит автоматически на всех уровнях АИИС КУЭ внутренними таймерами устройств, входящих в АИИС КУЭ. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-1. Коррекция времени в УСВ-1 происходит от GPS-приемника.
Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-1. Сличение времени сервера с временем УСВ-1 происходит периодически (1 раз в час). Корректировка осуществляется при обнаружении расхождения больше ± 2 с.
Сличение времени УСПД со временем сервера - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется независимо от расхождения времени УСПД с временем сервера.
Сличение времени счетчиков со временем УСПД - при каждом обращении к счетчику электрической энергии, но не реже одного раза в 30 минут. В случае обнаружения отклонения внутреннего времени в счетчике электрической энергии от времени в УСПД, производится коррекция времени счетчика электрической энергии.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электрической энергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства систем баз данных (СБД) АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД), ПО СОЕВ.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Пирамида 2000. Сервер 300 | Библиотека коллекции драйверов нижнего уровня пакетов | BLD.dll | 1.3.27 | E66E240BFF0068360 63BDAED1EE11F21 | MD5 |
| Драйвер опроса счетчика А1800 | A1800.dll | 1.0.0.5 | 57562В6А334ЕА008С 68 F100CD65075FD |
| Драйвер пороса счетчика СЭТ4ТМ.02 | Set4TM02.dll | 1.0.0.6 | DC776CEC9D41AC7 CAE5277357558D788 |
| Драйверы кэширования и опроса данных контроллеров | cacheSl.dll | 1.0.0.0 | ABBF0939225FD276 AFF9DE53B6EEF80B |
| cacheS10.dll | 1.0.0.0 | 5DFE78C7411F22C89 71 9F8364F6C07EE |
| siconl.dll | 1.0.0.0 | CC6A2477D10067EF3 C25216682079DEB |
| siconl02.dll | 1.0.0.0 | 20437В865651227Е1С 8024672АЕ55705 |
| siconS10.dll | 1.0.0.0 | 13DAB938339A6E14 F976DF51C10DA89C |
| siconS50.dll | 1.0.0.0 | 17204F0424CDFD3D7 9C3DAFFB2B92C48 |
| siconS60.dll | 1.0.0.5 | 7ED3A52F1CAD5BE 8F1F76CD42E5DB6E F |
| siconTC65.dll | 1.0.0.0 | F889C13EDD822FFA 05B93BC0F2FCE809 |
| Драйвер работы с БД | DBD.dll | 1.0.1.23 | 8E256A1907943DA82 54C7200D7D19B99 |
| Библиотеки доступа к серверу событий | FilesDLL.dll | 1.0.0.0 | DAB908DE533C5E3C 1E888543A7DD2DEB |
| Библиотека проверки прав пользователя при входе | PLogin.dll | 1.0.7.8 | C6EFA6721A8CB532 9596785352870593 |
| Формирование отчетов инструмента SQLReports | PAutoGenerati on.dll | 1.0.0.0 | 65525B285E478606D E87ED2501622CF3 |
| Драйвер расчета потребителей | PClients.dll | 1.0.0.7 | 27B98B0BCB81FA5E 3E753392D10D86AC |
| Шаблон драйвера универсального вычислителя | PCurrentValue s.dll | 1.0.0.0 | B9E42C4B3BCBCE6 E55283A4086FA2F79 |
| Драйвер заполнения отсутствую щего профиля | PFillProfile.dll | 1.0.0.1 | EA5590908470FCDD C8F4E062F7ABF6B6 |
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Драйвер фиксации данных | PFixData.dll | 1.0.0.0 | 523E018796C4ABC7 A8813500EAE89E34 | |
| Драйвер расчета зафиксированных показаний из профиля | PFixed.dll | 1.1.0.0 | 39C493B4AE0BDAC4 F3199C896375925F |
| Драйвер расчета интегрального канала | PIntegraI.dll | 1.2.1.0 | 9B274C57AED658A6 9D38E423D210BF86 |
| Драйвер расчета небалансов | PLeakage.dll | 1.0.0.2 | 09AB365A61936FD9F 4AA41C6954DE3AA |
| Драйвер контроля превышения лимитов мощности | PLimits.dll | 2.0.1.0 | DDE92DF5C013F211 18F2B861E9506FA7 |
| Драйвер расчета потерь | PLosses.dll | 1.1.0.0 | 1E1C3993BEC529554 26A09BBEE105199 |
| Драйвер расчета энергопараметров | PProcess.dll | 2.0.2.0 | 4E44C21E0E25FE712 A4 22EA574E7FFAD |
| Драйвер замещения данных | PReplace.dll | 1.0.0.0 | 3C0EE8119A6922EC9 C181FC514E4E937 |
| Расчёт целочисленного профиля | PRoundValues. dll | 1.0.0.0 | 13AEDC83818AEE66 87D6D5C1C9BACE36 |
| Драйвер запуска приложения | PRunExe.dll | 1.0.0.1 | 8FA43961CF679835D 388341BE9AD80BE |
| Расчёт данных сезонного перевода | PSeasonDecod e.dll | 1.0.0.1 | A3B0F5F43495FAE56 540705C318EE641 |
| Статистика | PStatistics.dll | 1.0.0.1 | 4F1C175BD177B54EF 46624CDE55DB48E |
| Драйвер расчета энергопараметров по тарифным зонам | PTarifZones.dll | 1.0.0.0 | C9FF61DB0CBB6A0 D99F19335995E1883 |
| Драйвер расчета профиля/энергии из зафиксированных показаний | PValuesFromFi xed.dll | 1.0.0.0 | 8FC000F6C6A1970C7 20870ABF73C9CA6 |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Номинальная функция преобразования при измерении:
- электрической энергии
Wp(Wq)=2NA ■ Ктн ■ Ктт
- электрической мощности
р (Q) = — • -60• ктн • ктт ТН ТТ
2 •A ТИ
где: N - число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, имп;
А - постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт^ч (квар^ч);
Ктн - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (тН);
Ктт - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (тт);
ти - время интегрирования, мин.
таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характе-
ристики
| Канал измерений | Средство измерений | Погрешность, % |
| Номер ИК | Наименование присоединения | Вид | Класс точности, Коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ | Фаза | Обозначение | Вид электрической энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 53 | КВЛ 110 кВ Ливенская ТЭЦ -Ливны I цепь с отпайкой на ПС Пластмасс | ТТ | КТ 0,2S Ктт=600/1 22440-07 | A | ТВГ-110 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | . г- . г- • г- • г- • Г- • «■' • Ч Ч А Ч Ч Ч Ч Ч -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II ООООО-ОО-О. ddO-O-ddO-O. |
| B | ТВГ-110 |
| C | ТВГ-110 |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-08 | A | НАМИ-110 |
| B | НАМИ-110 |
| C | НАМИ-110 |
| Счетчик | КТ=0,2Б/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 54 | КВЛ 110 кВ Ливенская ТЭЦ -Ливны II цепь с отпайкой на ПС Пластмасс | ТТ | КТ 0,2S Ктт=600/1 22440-07 | A | ТВГ-110 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | . г- . г- .г\ • г- • г- • Г- • «■' • Ч Ч А ч ч ч ч ч -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II ООООО-ОО-О. ddO-O-ddO-O- |
| B | ТВГ-110 |
| C | ТВГ-110 |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-08 | A | НАМИ-110 |
| B | НАМИ-110 |
| C | НАМИ-110 |
| Счетчик | КТ=0,2Б/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 55 | Г-3 | ТТ | КТ 0,2S Ктт=2500/1 25433-08 | A | ТЛО-10 | - активная прямая; - реактивная прямая; | . г- . г- .г\ • г- • г- • Г- • «■' • Ч Ч А Ч Ч Ч Ч Ч -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II 00000.0.0.0. ddO-O-ddO-O- |
| B | ТЛО-10 |
| C | ТЛО-10 |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=10500/100 23544-07 | A | ЗНОЛП |
| B | ЗНОЛП |
| C | ЗНОЛП |
| Счетчик | КТ=0,2Б/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
51,а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 0,1-!ном для cosф = 0,8;
З2.а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 1ном для cosф = 0,8;
51,р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 0,1-!ном для sinф = 0,6;
52.р.о - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 1ном для sinф = 0,6;
51,а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-1ном для cosф = 0,8;
З2.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = |ном для cosф = 0,8;
61.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1-IHom для sinф = 0,6;
62.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 1ном для sinф = 0,6.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
Нормальные условия применения:
от 21 до 25;
от 30 до 80;
от 84 до 106;
от 215,6 до 224,4;
от 49,85 до 50,15;
0,05.
от 198 до 242;
от 49 до 51;
от -35 до 40;
от 5 до 35;
от 10 до 40; от 0 до 0,5.
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность воздуха, %
- атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.)
- напряжение питающей сети переменного тока, В
- частота питающей сети переменного тока, Гц
- индукция внешнего магнитного поля, мТл не более
Рабочие условия применения:
- напряжение питающей сети переменного тока, В
- частота питающей сети, Гц
- температура (для ТН и ТТ), °С
- температура (для счетчиков)
- температура (для сервера, АРМ, каналообразующего
и вспомогательного оборудования), °С
- индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 ч;
- для УСПД Тв < 2 ч;
- для сервера Тв < 1 ч;
- для компьютера АРМ Тв < 1 ч;
- для модема Тв < 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
— клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
— панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
— наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
— организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
— защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому каналу и электрической энергии потребленной за месяц по каждому каналу -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху справа) эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии Филиала ОАО «Квадра» - «Орловская региональная генерация» Ливенская ТЭЦ (ГТУ-30 МВт).
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Филиала ОАО «Квадра» - «Орловская региональная генерация» Ливенская ТЭЦ (ГТУ-30 МВт) определяется проектной документацией на АИИС КУЭ.
Поверка
проводится по документу МП 50160-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала ОАО «Квадра» - «Орловская региональная генерация» Ливенская ТЭЦ (ГТУ-30 МВт). Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 25.04.2012 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Филиала ОАО «Квадра» - «Орловская региональная генерация» Ливенская ТЭЦ (ГТУ-30МВт). Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 6 - 2012 от 25.04.2012 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Лист № 8
Всего листов 8
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
