Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала ОАО "ОГК-3" "Костромская ГРЭС". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала ОАО "ОГК-3" "Костромская ГРЭС"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 6290 от 31.10.11 п.61
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 44325
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» (далее АИ-ИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодически (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;

- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электрической энергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии класса точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленных на объектах (23 точки измерений), вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

Между ИИК и ИВКЭ организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ.

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), построен на базе устройств сбора и передачи данных типа RTU-325 (№ 37288-08 в Государственном реестре средств измерений).

На уровне ИВКЭ обеспечивается:

- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- разграничение прав доступа к информации.

Между ИВКЭ и ИВК организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИВКЭ в ИВК.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения (пакет «АльфаЦЕНТР», производства «ЭЛЬСТЕР МЕТРОНИКА», (№20481-00 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УССВ, автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).

На уровне ИВК обеспечивается:

- автоматический регламентный сбор результатов измерений;

- автоматическое выполнение коррекции времени;

- сбор данных о состоянии средств измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

- ведение нормативно-справочной информации;

- ведение «Журналов событий»;

- формирование отчетных документов;

- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

- безопасность хранения данных и ПО;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

- диагностику работы технических средств и ПО;

- разграничение прав доступа к информации;

- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows XP. На АРМ также установлен ПО «АльфаЦЕНТР».

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

- показатели режимов электропотребления;

- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;

- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.

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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации - участники оптового рынка электрической энергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Время сервера БД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сервер осуществляет коррекцию времени УСПД и счетчиков. Сличение времени сервера и УСПД осуществляется каждые 60 мин, и корректировка времени УСПД выполняется при достижении расхождения времени сервера и УСПД ± 1 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем УСПД ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Программное обеспечение

Прикладное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.

Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

Программа -планировщик опроса и передачи данных

amrserver.exe

3.28.6.0

6BE70157

CRC32

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

атгс.ехе

3.29.2.0

D0893292

CRC32

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

amra.exe

3.29.2.0

3D3B9794

CRC32

Драйвер работы с БД

cdbora2.dll

3.29.0.0

74A48292

CRC32

Библиотека шифрования пароля счетчиков ЕвроАльфа

encryptdll.dll

2.0.0.0

BD63F2C9

CRC32

Библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

_

A99F4657

CRC32

Технические характеристики

Основные метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2

№ ИК

Наименование присоединения

ТТ, коэф. класс точности (КТ) № в Госрее-стре СИ

ТН, коэф. класс точности (КТ) № в Госреест-ре СИ

Счетчик, класс точности (КТ) № в Гос-реестре СИ

УСПД

Вид элек-триче-ской энергии

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Г енера-тор 1

ТШЛ-20-1

12000/5

КТ 0,2S 21255-08

ЗНОЛ.06

20000/^3/ 100/V3 КТ 0,2 3344-08

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

RTU-

активная реактивная

±5,2

±3,6

±5,3

±4,0

2

Г енера-тор 2

ТШЛ-20-1

12000/5

КТ 0,2S 21255-08

ЗНОЛ.06

20000/^3/ 100/V3 КТ 0,2 3344-08

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

325

активная реактивная

±5,2

±3,6

±5,3

±4,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

Г енера-тор 3

ТШЛ-20-1

12000/5 КТ 0,2S 21255-08

ЗНОЛ.06

20000/^3/100/^3

КТ 0,2 3344-08

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5 16666-97

активная реактивная

±5,2

±3,6

±5,3

±4,0

4

Г енера-тор 4

ТШЛ20Б-1 12000/5

КТ 0,5 4016-74

ЗНОМ-20-63 20000/^3/100/^3 КТ 0,5 1593-62

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5 16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

5

Г енера-тор 5

ТШЛ-20-1

12000/5 КТ 0,2S 21255-08

ЗНОЛ.06

20000/^3/100/^3

КТ 0,2 3344-08

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5 16666-97

активная реактивная

±5,2

±3,6

±5,3

±4,0

6

Г енера-тор 6

ТШЛ-20-1

12000/5 КТ 0,2S 21255-08

ЗНОЛ.06

20000/^3/100/^3

КТ 0,2 3344-08

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5 16666-97

активная реактивная

±5,2

±3,6

±5,3

±4,0

7

Г енера-тор 7

ТШЛ-20-1

12000/5 КТ 0,2S 21255-08

ЗНОЛ.06

20000/^3/100/^3

КТ 0,2 3344-08

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5 16666-97

RTU-

325

активная реактивная

±5,2

±3,6

±5,3

±4,0

8

Г енера-тор 8

ТШЛ20Б-1

12000/5

КТ 0,5 4016-74

ЗНОМ-20-63

20000/^3/100/^3 КТ 0,5 1593-62

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5 16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

9

Г енера-тор 9 А

ТШВ24

24000/5

КТ 0,5 6380-09

ЗНОМ-24-69У1 20000/^3/100/^3 КТ 0,5 8961-82

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

10

Г енера-тор 9 Б

ТШВ24

24000/5 КТ 0,5 6380-09

ЗНОМ-24-69У1 20000/^3/100/^3 КТ 0,5 8961-82

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5 16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

11

ВЛ-500 Костромская ГРЭС-Загорская ГАЭС

ТФЗМ 500Б

2000/1

КТ 0,2S 26546-11

НКФ-М

500000/\3/ 100/V3

КТ 0,2

26454-08

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,2

±3,6

±5,3

±4,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

ВЛ-500 Костромская ГРЭС -Костромская АЭС

ТФЗМ 500Б

2000/1

КТ 0,2S 26546-11

НКФ-М

500000/\3/ 100/V3

КТ 0,2

26454-08

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,2

±3,6

±5,3

±4,0

13

ВЛ-500 Костромская ГРЭС -Луч

ТФЗМ 500Б

2000/1

КТ 0,2S 26546-11

НКФ-М

500000/\3/ 100/V3

КТ 0,2

26454-08

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,2

±3,6

±5,3

±4,0

14

ВЛ-500 Костромская ГРЭС -Владимирская

ТФЗМ 500Б

2000/1

КТ 0,2S 26546-11

НКФ-М

500000/\3/ 100/V3 КТ 0,2 26454-08

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,2

±3,6

±5,3

±4,0

15

ВЛ-220 Костромская ГРЭС -Мотор-деталь-1

ТФНД-220-1

1000/1

КТ 0,5 3694-73

НКФ-220-58

220000/^3/ 100/V3 КТ 0,5 14626-06

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

16

ВЛ-220 Костромская ГРЭС -Мотор-деталь-2

ТФНД-220-1

1000/1

КТ 0,5 3694-73

НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3

КТ 0,5

14626-06

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

RTU-

325

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

17

ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Кострома

ТФНД-220-1

1000/1

КТ 0,5 3694-73

НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3

КТ 0,5

14626-06

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

18

ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Ярославль

ТФНД-220-1

1000/1

КТ 0,5 3694-73

НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3

КТ 0,5

14626-06

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

19

ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Иваново-1

ТФНД-220-1

1000/1

КТ 0,5 3694-73

НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3

КТ 0,5

14626-06

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

20

ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Иваново-2

ТФНД-220-1

1000/1

КТ 0,5 3694-73

НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3 КТ 0,5 14626-06

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

RTU-

325

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

21

ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Вичуга-1

ТФНД-220-1

1000/1

КТ 0,5 3694-73

НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3

КТ 0,5

14626-06

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

22

ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Вичуга-2

ТФНД-220-1

1000/1

КТ 0,5 3694-73

НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3

КТ 0,5

14626-06

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

23

Выключатель ОШСВ

ТФНД-220-1

2000/1

КТ 0,5 3694-73

НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3

КТ 0,5

14626-06

EA02RAL-P1-B4-W

КТ 0,2S/0,5

16666-97

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,3

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности.

2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия:

• температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;

• относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

• Индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия:

• температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;

• относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха 30°С;

• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

• Индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ЗАО «Тандер» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

6. Надежность системных решений:

• Резервирование питания УСПД с помощью устройства АВР;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пе

редаваться в организации - рынка электрической энергии по электронной почте;

Глубина хранения информации:

• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств изме

рений - за весь срок эксплуатации системы.

7. Надежность применяемых в системе компонентов:

• Счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее

90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

• Сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время

восстановления работоспособности 1 час.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Таблица 3

Наименование изделия

Кол-во шт.

Примечание

Счетчик электрической энергии EA02RAL-P1-B4-W

23

Трансформатор тока ТШЛ-20-1

18

Трансформатор тока ТШЛО-20Б

6

Трансформатор тока ТШВ-24

6

Трансформатор тока ТФЗМ 500Б

12

Трансформатор тока ТФНД-220

27

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06

18

Трансформатор напряжения ЗНОМ-20

6

Трансформатор напряжения ЗНОМ-24

6

Трансформатор напряжения НКФ-М

6

Трансформатор напряжения НКФ-220-58

6

УСПД RTU-325

2

Модем GSM модем Siemens TC-35i

1

Модем ZyXEL

2

Сервер БД HP Proliant DL 380 G-4

1

Комплекс информационно-вычислительный ПО «АльфаЦЕНТР»

1

Методика поверки ИЭН 1947РД-11.01.МП

1

Инструкция по эксплуатации ИЭН 1947РД-11.01.ИЭ

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 48145-11 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 20.10.2011 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.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание