Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "ОГК-2" - Череповецкая ГРЭС (точка измерений ТГ-4). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "ОГК-2" - Череповецкая ГРЭС (точка измерений ТГ-4)

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 206 п. 73 от 26.02.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точка измерений ТГ-4) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя промконтроллеры ЭНКС-1.622, контроллеры UNO-2160, блок коррекции времени Trimble Acutime 2000 Sinchronization, каналообразующую аппаратуру;

3-й уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной и резервный серверы БД АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «ES-Энергия».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 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 счетчика по линиям связи поступает на входы промкон-троллера ЭНКС-1.622, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллеру устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена блоком коррекции времени Trimble Acutime 2000 Sinchronization, синхронизирующим собственное время по сигналам спутниковой системы навигации. Погрешность синхронизации фронта сигнала 1PPS в статическом режиме составляет ±100 нс, в динамическом режиме ±300 нс. Блок коррекции времени подключен к контроллеру UNO-2160. Пределы абсолютной погрешности хода часов контроллера UNO-2160 за 1 час составляют не более ±0,6 с. Сличение часов контроллера UNO-2160 и блока коррекции времени осуществляется периодически (1 раз в 3 часа), коррекция часов производится при обнаружении расхождения больше ±1 с.

Сличение часов основного и резервного серверов базы данных осуществляется периодически (1 раз в 1 час) с часами контроллера UNO-2160. Коррекция часов основного или резервного серверов осуществляется при обнаружении расхождения ±2 с.

Промконтроллер ЭНКС-1.622 периодически (1 раз в 3 часа) сравнивает свое системное время с часами контроллера UNO-2160. Пределы допускаемых значений абсолютной среднесуточной погрешности хода часов промконтроллера составляют не более ±2 с. При обнаружении расхождения больше ±1 с часов промконтроллера ЭНКС-1.622 от часов контроллера UNO-2160 производится коррекция часов в промконтроллере ЭНКС-1.622. Сличение часов счетчика электрической энергии и промконтроллера ЭНКС-1.622 осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения больше ±2 с часов счетчика электрической энергии от часов промконтроллера производится коррекция часов счётчика, но не чаще одного раза в сутки. Пределы основной абсолютной погрешности хода внутренних часов счетчика в нормальных условиях Дсч = ± 0,5 с/сутки. Пределы дополнительной температурной погрешности хода часов счетчика ± 0,1 с/°О сутки.

Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с, следовательно, время задержки составляет меньше 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, промконтроллера, контроллера и сервера БД 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 используется программное обеспечение «ES-Энергия», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «ES-Энергия».

Таблица1

- Метрологические значимые модули 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-Администратор

Admin.exe

1.3.0.0

f08b2ade40669027dd4 89c27b2643d96

MD5

ES-ASD Administrator

ES_ASD.exe

5.7.26.0

197f6598de01a5819e40 e561c6e1bff7

MD5

Meter#

MeterMetrology .dll

3.1.0.5

41af001e1d1da9e5993f

4cbfdb6533dd

MD5

ES-Учет

ESAccount.exe

5.6.21.0

d4e78735baf21450d50

9bd5e872a14eb

MD5

ES XML Compiler

ESXMLCompil er.exe

2.24.0.25

8df87a98a10d11670e37

4fe1ee945a3c

MD5

ES TimeSync

ESTSSvc.exe

1.4.1.0

eec558e09ee0b8a244e1 31442afd651b

MD5

Системы учета и контроля электроэнергии автоматизированные «ES-Энергия» производства ЗАО «ИНЖЕНЕРНЫЙ ЦЕНТР «ЭНЕРГОСЕРВИС», включают в себя ПО «ES-Энергия».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

ИВКЭ

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

1

Череповецкая ГРЭС, ТГ-4

GSR Кл. т. 0,2S 18000/1 Зав. № 12-004376 Зав. № 12-004375 Зав. № 12-004374

ЗНОЛ.06-20

Кл.т. 0,2 20000:^3/100:^3

Зав. № 3067

Зав. № 3721

Зав. № 3690

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01265911

ЭНКС- 1.622 Зав. № 1174 Зав. № 1175

HP Proliant DL360e Gen8 Зав. № CZJ34002QZ

активная

реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (± 8), %

Погрешность в рабочих условиях, (± 8), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

0,6

0,6

0,9

0,8

0,9

1,2

0,21н1<11<1н1

0,6

0,6

0,9

0,8

0,9

1,2

0,051н1<11<0,21н1

0,7

0,8

1,3

0,9

1,0

1,4

0,01(0,02)1н1<11<0,21н1

1,2

1,3

2,0

1,3

1,5

2,1

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (± 8), %

Погрешность в рабочих условиях, (± 8), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

1н1<11<1,21н1

1,1

1,0

0,8

1,8

1,7

1,5

0,21н1<11<1н1

1,1

1,0

0,8

1,8

1,7

1,5

0,051н1<11<0,21н1

1,6

1,4

1,0

2,1

2,0

1,6

0,01(0,02)1н1<11<0,21н1

2,3

2,0

1,5

2,7

2,4

2,0

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети:

диапазон напряжения (0,9 - 1,1) ином;

диапазон силы тока (0,01 - 1,2) 1ном,

частота (50+0,2) Гц;

коэффициент мощности cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды:

ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;

счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

контроллеров от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

серверов БД от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети:

диапазон первичного напряжения (0,9 ^ 1,1) ин1;

диапазон силы первичного тока - (0,01 + 1,2) 1н1;

коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 + 1,0 (0,87 + 0,5);

частота - (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 45 °С до плюс 40 °C;

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети:

диапазон вторичного напряжения (0,9 ^ 1,1) Uh2;

диапазон силы вторичного тока (0,01 + 1,2) 1н2;

коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 + 1,0 (0,87 + 0,5);

частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии от минус 40 °C до плюс 65 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, контроллеров на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в Филиале ОАО «ОГК-2» -Череповецкая ГРЭС порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счётчик электрической энергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- промконтроллер ЭНКС-1.622- среднее время наработки на отказ не менее

Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- контроллер UNO-2160 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- блок коррекции времени Trimble Acutime 2000 sinchronization - среднее время наработки на отказ не менее Т = 366 880 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал контроллера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и контроллере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- контроллера;

- сервера БД;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- контроллера;

- сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- контроллерах (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 1200 суток; при отключении питания - 30 лет;

- контроллер- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 3 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точка измерений ТГ-4) типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

GSR

25477-08

3

Трансформатор напряжения заземляемый

ЗНОЛ.06-20

46738-11

3

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

Альфа А1800

31857-11

1

Промконтроллер

ЭНКС-1.622

-

2

Универсальный сетевой контроллер

UNO-2160

-

3

Продолжение Таблицы 5

1

2

3

4

Блок коррекции времени

Trimble Acutime 2000 Sinchronization

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 56657-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» -Череповецкая ГРЭС (точка измерений ТГ-4). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в январе 2014 г.

Перечень основных средств 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»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯ-ИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точка измерений ТГ-4) для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ Филиала ОАО «ОГК-2» - Череповецкая ГРЭС (точка измерений ТГ-4))», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные документы

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.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание