Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Махачкалинской ТЭЦ ООО «Дагестанэнерго» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-3, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая
мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал от счетчиков используя основной канал по проводным линиям связи поступает на сервер, при использовании резервного канала данные от счетчиков поступают на GSM/GPRS-терминал, далее по каналу связи стандарта GSM/GPRS измерительная информация поступает на сервер.
На сервере осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение и передача измерительной информации, оформление отчетных документов, а также отображение информации на мониторах АРМ.
Отчеты в формате XML формируются на ИВК АИИС КУЭ, подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации времени УСВ-3, который обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация времени сервера выполняется автоматически, при расхождении времени сервера с временем УСВ-3 более чем на 1 с, с установленным интервалом проверки текущего времени.
В процессе сбора информации из счетчиков электрической энергии (далее-счетчик) с периодичностью 1 раз в 30 минут, сервер автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках и в случае расхождения времени сервера с временем счетчиков более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках.
Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки программного обеспечения (ПО) приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведены в таблице 2.
| о, е м о Я | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала |
| Трансформато р тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | МТЭЦ ОРУ-35кВ ВЛ-35 кВ МТЭЦ -Приозерная (ВЛ-35-2) | ТОЛ-35 КТ 0,5S 300/5 Рег. № 21256-03 | ЗНОЛ-35-III КТ 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 21257-06 | EA05RAL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | УСВ-3, рег. № 64242-16/ HP ProLiant DL380 G8 |
| 2 | МТЭЦ ОРУ-35кВ ВЛ-35кВ МТЭЦ -Новая (ВЛ-35-6) | ТОЛ-35 КТ 0,5S 300/5 Рег. № 21256-03 | ЗНОЛ-35-III КТ 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 21257-06 | EA05RAL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
| 3 | МТЭЦ ТГ-2 | ТПЛК-10 КТ 0,5 1000/5 Рег. № 2306-68 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
| 4 | МТЭЦ ТГ-1 | ТПЛК-10 КТ 0,5 1000/5 Рег. № 2306-68 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
| 5 | МТЭЦ ТГ-3 | ТВК-10 КТ 0,5 1000/5 Рег. № 8913-82 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
| 6 | МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч.6 ф. Пушкинский | ТПЛК-10 КТ 0,5 400/5 Рег. № 2306-68 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
| 7 | МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч.8 ф. Консервный | ТПЛК-10 КТ 0,5 300/5 Рег. № 2306-68 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
| 8 | МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч.17 ф. Дагэтанол | ТПЛК-10 КТ 0,5 200/5 Рег. № 2306-68 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
| 9 | МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч.26 ф. Мясокомбинат | ТПЛК-10 КТ 0,5 300/5 Рег. № 2306-68 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | EA05RL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
| 10 | МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч.28 ф. Горьковский | ТПЛК-10 КТ 0,5 300/5 Рег. № 2306-68 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | EA05RAL-B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 11 | МТЭЦ ЗРУ-6кВ яч. 29 ф. Фабричный | ТПЛК-10 КТ 0,5 300/5 Рег. № 2306-68 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | ЕА05ЯАЬ-Б-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | УСВ-3, рег. № 64242-16/ HP ProLiant DL380 G8 |
| 12 | МТЭЦ РУСН-6кВ яч. 2 ф. Махачкалинский | ТВЛМ-10 КТ 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег. №380-49 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Примечания:
1 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.
2 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся 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
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1, 2 | Активная | 1,3 | 2,2 |
| Реактивная | 2,1 | 3,8 |
| 3-11 | Активная | 1,3 | 3,2 |
| Реактивная | 2,1 | 5,2 |
| 12 | Активная | 1,3 | 3,2 |
| Реактивная | 2,1 | 5,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, 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 для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, |
| равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте |
| расположения счетчиков от +10 до +40 °С. | |
| Наименование характеристики | | Значение |
| Количество измерительных каналов | | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: | | |
| - напряжение, % от ином | | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | | 0,8 |
| - частота, Гц | | 50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С | | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | | |
| - напряжение, % от ином | | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном: | | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности СОБф (БШф) | | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | | от -30 до +40 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | | от +10 до +40 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | | от +10 до +35 |
| - атмосферное давление, кПа | | от 80 до 106,7 |
| - относительная влажность, не более, % | | 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | | |
| СЭТ-4ТМ.03М: | | 140000 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | | 2 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | | |
| ЕвроАльфа: | | 50000 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | | 2 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: | | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 60000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | | 1 |
| Глубина хранения информации: Счетчики: | | |
| СЭТ-4ТМ.03М: | | 113 |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в | двух | 10 |
| направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее ЕвроАльфа: | | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в | двух | 35 |
| направлениях, сутки, не менее | | 5 |
| - при отключении питания, лет, не менее 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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ. Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 | 4 |
| ТПЛК-10 | 16 |
| ТВК-10 | 2 |
| ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-35-III | 3 |
| ЗНОЛ.06 | 15 |
| НТМИ-6 | 1 |
| Счетчик электрической энергии | ЕА05RAL-B-3 | 4 |
| ЕА05^^-3 | 7 |
| СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL380 G8 | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | АРМ | 1 |
| Д | ,окументация |
| Методика поверки | МП 26.51.43/05.01/20 | 1 |
| Формуляр | ИРЭК.411711.07 ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Махачкалинской ТЭЦ ООО «Дагестанэнерго».
МВИ 26.51.43/05.01/20, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
81860-21: Методика поверки МП 26.51.43/05.01/20Скачать11.0 Мб