Трансформаторы тока ТНДМ-110, ТНД-110

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Дека» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «Дека», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

- хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;

- обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;

- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

- передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии (далее внешним организациям);

- передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по про-граммно-задаваемым адресам;

- предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и 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 настройку параметров АИИС КУЭ;

- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ);

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);

- вторичные измерительные цепи;

- счетчики электрической энергии.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:

- ИВК-Сервер баз данных ЦСОД ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» (далее - сервер);

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- устройство синхронизации системного времени (УССВ-2).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.

Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.

Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Сервер осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера энергосбытовой компании в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов сервера и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.

Таблица 1

Продолжение таблицы 1

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов, УССВ-2, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Экспертиза ПО «АльфаЦЕНТР» на соответствие требованиям нормативной документации проведена ФГУП «ВНИИМС» 31.05.2012 г.

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - «С».

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 2.

Таблица 2

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета        5

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ                     0,4 (ИК 5)

6 (ИК 1 - 4)

Отклонение напряжения от номинального, %                       ±10

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А                                                         30 (ИК 5)

600 (ИК 1 - 4)

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока         от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф                                      0,5 - 1

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

- измерительных трансформаторов, счетчиков                         от 5 до 30

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с                                              ±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее:

Альфа А1805 RAL                                            120000

Меркурий 230 Art                                           150000

Пределы допускаемых относительных погрешностей (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 150000 ч (Меркурий 230) и 120000 ч (Альфа А1805). Средний срок службы 30 лет;

- трансформатор тока ТОЛ-НТЗ-10 - среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч (ТОЛ-НТЗ-10; ТОЛ-10УТ2), 30000 ч (ТТИ-А). Средний срок службы 30 лет;

- трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 - среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч. Средний срок службы 30 лет.

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;

- регистрация времени и даты в журналах событий счетчиков:

- попыток несанкционированного доступа;

- связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

- коррекции текущих значений времени и даты;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывов питания;

- самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии;

- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательных клеммных коробок;

- сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

- установка паролей на счетчиках электрической энергии;

- установка пароля на сервер БД;

- возможность использования цифровой подписи при передачи данных.

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания -30 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Дека».

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ ОАО «Дека» входят:

1. Трансформатор тока ТОЛ-НТЗ-10                                   - 4 шт.

2. Трансформатор тока ТОЛ-10 УТ2.1                                  - 6 шт.

3. Трансформатор тока ТОЛ-10-1-2 У2                                  - 2 шт.

4. Трансформатор тока ТТИ-А                                        - 3 шт.

5. Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2                    - 2 шт.

6. Счетчик электрической энергии A18O5RAL-P4G-DW-4               - 4 шт.

7. Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART-03PQRSIDN      - 1 шт.

8. GSM-модем MC 52i                                                - 1 шт.

9. GSM-модем Teleofis RX108-R RS485                                - 1 шт.

10. Преобразователя интерфейса NPort 5130A                            - 1 шт.

11. Устройство синхронизации времени УССВ-2                        - 1 шт.

12. Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» АС_иЕ                 - 1 шт.

13. Методика измерений ЭСК 78/14.03.000МИ                         - 1 шт.

14. Паспорт ЭСК 78/14.03.000 ПС                                       - 1 шт.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Перечень эталонов, применяемых при поверке:

- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2 МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Измерения производятся в соответствии с документом ЭСК 78/14.03.000 МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Дека». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00347-2014 от 08.09.2014 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».

3 МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измеритель-ная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».