Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) блока ПГУ-210 и ОРУ-330 ГУ ОАО «ТГК-2» по Новгородской области (Новгородская ТЭЦ) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 523232005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83, в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных. Метрологические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в Таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) (выполняющий функции ИВКЭ), включающий три устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ES-Энергия» (УСПД №1 (основной) и УСПД №2 (резервный), осуществляющие сбор данных со счетчиков ЕвроАльфа, а также УСПД №3, осуществляющий сбор данных со счетчиков Аль-фа1800), каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС, устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированное рабочее место персонала и программное обеспечение (ПО).
Первичные 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 преобразуются 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на сервер БД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
В сервере БД выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по выделенным каналам интернет-провайдера или каналам сотовой связи.
АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе приемника GPS-сигналов. Время УСПД «ES-Энергия» скорректировано со временем приемника, сличение каждые 30 с, корректировка осуществляется при расхождении времени ±0,5 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД осуществляется один раз в час и корректировка времени осуществляется при расхождении с временем «ES-Энергия» ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД один раз в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем «ES-Энергия» ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ блока ПГУ-210 и ОРУ-330 Новгородской ТЭЦ используется ПО «ES-Энергия» в состав которого входят программы указанные в таблице 1.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
Таблица 1 — Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ES-АСД | ES ASD Administrator | 5.7.19 | 0485d4e0974a079e7 0525947fc1de8ef | MD5 |
| Meter# | Meter# | 2.5.10 | 7dcbe1ed9d3659b6b d9c5e7505f5dcb8 | MD5 |
| ES-Учет | ES-Account | 5.5.18 | 8e3fe5153066ff8cd5 d232dbd20cb0fd | MD5 |
| ES-Дозор | ES-Patrol | 1.1.5 | 25159a9b3bd5f42c3 332c81ad452286c | MD5 |
| ES-Администратор | ES-Admin | 1.3 | f08b2ade40669027d d489c27b2643d96 | MD5 |
| ES-Backup | ES-Backup | 2.1.8 | 0a85a84ddf6aec1d0d cb3a3f2dc7ac12 | MD5 |
| ES-XMLCompiler | ES-XMLCompiler | 2.1.2 | 867582c881ce66bcd bedf9b78004768a | MD5 |
| ES-TimeSync | ES-TimeSync | 1.4.1 | eec558e09ee0b8a244 e131442afd651b | MD5 |
«Системы учета и контроля электроэнергии автоматизированные «ES-Энергия», ре
гистрационный №22466-08, включают в себя программное обеспечение «ES-Энергия».
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» ( по МИ 3286-2010).
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-2»
Новгородская ТЭЦ и их основные метрологические характеристики.
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ВЛ-330 кВ Новгородская ТЭЦ - ЮгоЗападная | ТГФ-330 II Кл.т. 0,2S 1500/1 ф.А №61 ф.В №62 ф.С №63 | VCU-362 Кл.т. 0,2 330000:^3/ 100:^3 ф.А №794052 ф.В №794053 ф.С №794054 ф.А №794062 ф.В №794061 ф.С №794051 | A1802RАLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 №01220258 | «ES-Энергия» Зав.№ IAA3225 006 | Активная, реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,5 ± 2,8 |
| 2 | ВЛ-330 кВ Новгородская ТЭЦ - Новгородская | ТГФ-330 II Кл.т. 0,2S 1500/1 ф.А №64 ф.В №65 ф.С №66 | VCU-362 Кл.т. 0,2 330000:^3/ 100:^3 ф.А №794058 ф.В №794059 ф.С №794060 ф.А №794064 ф.В №794065 ф.С №794063 | A1802RАLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 №01220257 | Активная, реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,5 ± 2,8 |
| 3 | Ввод №1 СН ОРУ-330кВ (РУСН-6 яч.92) | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 200/5 ф.А №26699 ф.В №26700 ф.С №26701 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 ф.А,В,С №5260 | ЕА05RAL- Р1В\-4\¥ Кл.т. 0,5S/1,0 №01158375 | «ES-Энергия Зав».№ IAA3177 782; Зав.№ IAA3225 018 | Активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,4 ± 6,2 |
| 4 | Ввод №2 СН ОРУ-330кВ (ГРУ- 6 яч.55-2) | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 200/5 ф.А№28235 ф.В№28236 ф.С№28237 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 ф.А,В,С №159 ф.А,В,С №240 | ЕА05RAL- Р1В\-4\¥ Кл.т. 0,5S/1,0 №01158374 | Активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,4 ± 6,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 5 | Г енератор ГТЭ-160 | JKQ Кл.т. 0,2S 8000/5 ф.А №2010. 2342.01/1 ф.В № 2010. 2342.01/2 ф.С № 2010. 2342.01/3 | RY7/HT Кл.т. 0,2 15750:^3/ 100:^3 ф.А №434802 ф.В №434803 ф.С №434804 | A1802RALX Q-P4GB-DW- 4 Кл.т. 0,2S/0,5 №01209480 | «ES-Энергия» Зав.№ IAA3225 006 | Активная, реактивная | ± 0,6 ± 1,2 | ± 1,5 ± 2,8 |
| 6 | Ввод рабочего питания СН ПГУ-210, (РУСН-6 яч.1) | ТЛП-10-6 Кл.т. 0,5S 1500/5 ф.А №5206 ф.В №5203 ф.С №5204 | ЗНОЛП-6У2 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:^3 ф.А №1701 ф.В №1700 ф.С №1640 | А1805К^-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 №01205712 | Активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,4 ± 6,2 |
| 7 | Ввод рабочего питания СН ПГУ-210 (ГРУ- 6 яч.56) | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 ф.А №1887 ф.В №1888 ф.С №1889 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/ 100:^3 ф.А №73 ф.В №79 ф.С №81 | ЕА05КЪ-В-4W Кл.т. 0,5S/1,0 №01204645 | «ES-Энергия» Зав.№ IAA3177 782; Зав.№ IAA3225 018 | Активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,4 ± 6,2 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,95 + 1,05) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном,
cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20±5) °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение - (0,9 ^ 1,1) Uh; ток - (0,01 ^ 1,2) Ih; коэффициент мощности cos9 (sino) 0,5 + 1,0 (0,87 + 0,5);
- допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 до + 70 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Ihom, cos<p = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на филиале ОАО «ТГК-2» Новгородская ТЭЦ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:
- электросчетчика,
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД;
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 100 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ТГК-2» Новгородская ТЭЦ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-2» Новгородская ТЭЦ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Регистрационный № | Количество |
| Трансформаторы тока ТГФ-330 II | 44699-10 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока ТЛО-10 | 25433-11 | 9 шт. |
| Трансформаторы тока JKQ | 41964-09 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока ТЛП-10-6 | 30709-11 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения емкостные VCU-362 | 37847-08 | 12 шт. |
| Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95УХЛ2 | 20186-05 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения RY7/HT | 43222-09 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-6 | 23544-07 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06 | 3344-08 | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа | 166666-07 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 | 31857-11 | 4 шт. |
| Сервер баз данных | - | 1 шт. |
| УСПД «ES-Энергия» | 22466-08 | 1 шт. |
| ПО «ES-Энергия» | - | 1 шт. |
| АРМ оператора | - | 1 шт. |
| Методика поверки | - | 1 шт. |
| Формуляр | - | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 48379-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ТГК-2» Новгородская ТЭЦ. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2011 года.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик ЕвроАльфа - по методике поверки «Многофункциональный счетчик электрической энергии ЕвроАльфа. Методика поверки»;
- Счетчик Альфа А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
- УСПД «ES-Энергия» - «Система учета и контроля электроэнергии автоматизированная «ES-Энергия».
- Приемник сигналов точного времени МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) блока ПГУ-210 и ОРУ-330 ГУ ОАО «ТГК-2» по Новгородской области (Новгородская ТЭЦ). Инструкция по эксплуатации».
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ Р 52323-2005
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»
«Трансформаторы тока. Общие технические условия»
ГОСТ Р 52425-2005
ГОСТ 22261-94
ГОСТ Р 8.596-2002
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии» «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
