Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП» (далее по тексту - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения результатов измерений.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя Центр сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»).
ИВК ПАО «ДЭК» состоит из ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания», программного обеспечения (ПО) «АльфаЦентр», а также устройства синхронизации системного времени типа УССВ. К серверу ИВК ПАО «ДЭК» подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала.
В ИВК АИИС КУЭ предусмотрено выполнение следующих функций:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналов событий» электросчетчиков) со всех ИИК;
- обработку данных и их архивирование;
- доступ к информации и ее передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 каналообразующей аппаратуре (GSM-модемы) поступает на вход сервера ЦСОД ПАО «ДЭК», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии, осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
Результаты измерений передаются с сервера, установленного в ПАО «ДЭК» в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0, в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Один раз в сутки ИВК ПАО «ДЭК» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи ПО «АльфаЦентр», в формате XML, и автоматически передает его в АО «СО ЕЭС», в организации - участники оптового рынка и в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) АО «АТС» через IP сеть передачи данных, с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации системного времени типа УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS), часы счетчиков и серверов.
В ИВК используется устройство синхронизации системного времени типа УССВ, установленное в ЦСОД ПАО «ДЭК», принимающее сигналы точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS).
Часы счетчика синхронизируются от часов сервера раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Синхронизация времени часов ИВК ПАО «ДЭК» выполняется 6 раз в сутки (каждые 4 часа) в соответствии с метками времени, полученными от УССВ по запросу сервера ИВК, при расхождении времени более чем на ±1 с.
Синхронизация времени счетчиков электроэнергии и сервера отражаются в журналах событий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Альфа! ЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.07 |
| Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3 и 4.
КУЭ
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1с, яч.4 | ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) 2473-00 | НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | HP ProLiant DL380e Gen8 HP ProLiant DL 320e Gen8 |
| 2 | ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.19 | ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 2473-00 | НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 3 | ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.2, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М.04 Кт = 1,0/2,0 Рег. № 36354-07 |
| 4 | ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.17, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М.04 Кт = 1,0/2,0 Рег. № 36354-07 |
| 5 | ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, яч.1, КЛ-6 кВ Ф-1 | ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 2473-00 | НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 6 | ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.15, КЛ-6 кВ Ф-15 | ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 2473-00 | НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 7 | ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.16, КЛ-6 кВ Ф-16 | ТОЛ-10-I Кт = 0,5 S Ктт = 100/5 Рег. № 47959-11 | НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 8 | ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, Яч.2 КЛ-6 кВ Ф-2 | ТПЛ-СВЭЛ-10 Кт = 0,5 S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10 | НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 9 | ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, Яч.4 КЛ-6 кВ Ф-4 | ТПЛ-СВЭЛ-10 Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10 | НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | HP ProLiant DL380e Gen8 HP ProLiant DL 320e Gen8 |
| 10 | ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, Яч.6 КЛ-6 кВ Ф-6 | ТПЛ-СВЭЛ-10 Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10 | НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 11 | ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, Яч.8 КЛ-6 кВ Ф-8 | ТПЛ-СВЭЛ-10 Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10 | НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 12 | ТП-17 6 кВ, РУ-6 кВ, Яч.5, КЛ-6 кВ Ф-5 | ТОЛ-10-I Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 47959-11 | ЗНОЛП-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 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 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 | Г раницы основной погрешности (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| | Активная | 1,2 | 5,9 |
| 1, 2, 5, 6 | | | |
| | Реактивная | 2,5 | 4,6 |
| | Активная | 1,1 | 4,0 |
| 3, 4 | | | |
| | Реактивная | 2,2 | 6,5 |
| | Активная | 1,2 | 5,3 |
| 7 - 12 | | | |
| | Реактивная | 2,5 | 4,3 |
| Примечания: | | | |
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95. |
| 3 Погрешность | в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в |
| месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 30 °С. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - сила тока, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | 0,87 |
| - температура окружающей среды ,°C | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - сила тока, % от 1ном | от 2(5; 10) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C | |
| - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Электросчетчики ПСЧ-3ТМ.05М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Г лубина 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 счетчика и сервера фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, 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:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (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 4.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 8 шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 5 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-СВЭЛ-10 | 8 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 2 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-6 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 10 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-3ТМ.05М | 2 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-047-2019 | 1 экз. |
| Формуляр | ТДВ.411711.065.ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-047-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс»
29.03.2019 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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- электросчетчиков ПСЧ-3ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.138РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.138РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
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) АО «Находкинский МТП», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП»
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
75151-19: Методика поверкиСкачать1.3 Мб