Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Северо-Западная ТЭЦ" ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Северо-Западная ТЭЦ" ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи и потребления отдельными технологическими объектами, а также сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности); периодический (1 раз в 30 мин; 1 раз в сутки; и/или по запросу) автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии (мощности) с заданной дискретностью учета (30 мин.);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных;

-    возможность передачи в организации- участники розничного (оптового) рынка электроэнергии результатов измерений;

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

-    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ состоит из двух измерительных каналов (ИК), которые используются для измерения электрической энергии, и включает в себя:

-    трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики электрической энергии Альфа А1800 (Госреестр РФ 31857-11) класса точности 0,5S/1,0, образующие первый уровень системы;

-    устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр №37288-08)

и устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе приемника сигналов точного времени GPS 35-HVS, образующие второй уровень системы;

-    информационно-вычислительный комплекс ИВК "АльфаТЦЕНТР" (Госреестр РФ № 44595-10), включающий сервер, программное обеспечение (ПО) АльфаТ ЦЕНТР, а также каналообразующую аппаратуру и автоматизированные рабочие места (АРМ'ы), образующие третий уровень системы.

АИИС КУЭ также включает каналообразующую аппаратуру и ряд вспомогательных технических средств.

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

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.

Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений

напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную фазную мощность S = ^Р 2 + б2.

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

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = U • I • sin ф .

УСПД осуществляют сбор результатов измерений электроэнергии со счетчиков по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам

Сервер обеспечивает сбор измерительной информации с УСПД. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМ и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии

Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электрической энергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребления.

Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ организована при помощи УССВ на базе приемника сигналов точного времени GPS 35-HVS, подключенного к УСПД. Коррекция производится по факту наличия расхождения, превышающего ± 2 с.

Синхронизация показаний часов сервера и счетчиков осуществляется по показаниям часов УСПД. Контроль рассогласования времени УСПД - сервер производится с интервалом 30 минут, коррекция - при наличии расхождения, превышающего ± 2 с. Контроль рассогласования времени УСПД-счетчик производится с интервалом 30 минут, коррекция -при наличии расхождения, превышающего ± 2 с.

Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и сервера соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. В системе обеспечена возможность автономного, удаленного и визуального съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 45 суток, на сервере - не менее 3,5 лет.

Надежность системных решений обеспечена резервированием питания счетчиков и сервера, резервированием каналов связи, а также регистрацией событий в журналах событий компонентов.

Защищённость применяемых компонентов обеспечена механической защитой от несанкционированного доступа и пломбированием счётчиков электрической энергии, испытательных коробок. Защита информации на программном уровне - установкой пароля на счетчики, УСПД, сервер.

Средства измерений, применяемые в АИИС КУЭ, приведены в Таблице 1.

Таблица 1

- Перечень ИК АИИС КУЭ

№ ИК (№ точки учета)

Наименование

Средство измерений

Вид СИ, тип, количество номер в Госреестре СИ (Г/р), количество

Метрологические характеристики (классы точности, номинальный первичный ток и напряжение, номинальный вторичный ток и напряжение)

1

(17)

Северо-Западная ТЭЦ, РУ-6кВ, яч.10ВВВ20

ТТ , 3 шт. ТОЛ-10-1 Г/р № 47959-11

Класс точности 0,5 S Ктт= 400/5

ТН, 3 шт. ЗНОЛ.06 Г/р № 3344-08

Класс точности 0,5 Ктн= (6000/V3 )/(100/V3 )

счетчик Альфа А1800 Г/р № 31857-11

Класс точности 0,5S/1,0

2

(18)

Северо-Западная ТЭЦ, РУ-6кВ, яч.20ВВА11

ТТ , 3 шт. ТОЛ-10-I Г/р № 47959-11

Класс точности 0,5S Ктт= 400/5

ТН, 3 шт. ЗНОЛ.06 Г/р № 3344-08

Класс точности 0,5 Ктн= (6000/V3 )/(100/V3 )

счетчик Альфа А1800 Г/р № 31857-11

Класс точности 0,5S/1,0

№№ 1, 2 (17, 18)

Устройства сбора и передачи данных

Г/р № 37288-08

Предел допускаемой абсолютной погрешности по электрической энергии и мощности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, получаемой со счетчиков, не более +/- 1 ед. младшего разряда

Комплекс измерительно-

вычислительный для учета электрической энергии «Аль-фаЦЕНТР»

Г/р № 44595-10

МХ приведены в разделе "Программное обеспечение"

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в порядке, установленном в Филиале «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация». Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного на сервере АИИС КУЭ, приведены в таблице 2.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».

аблица 2

Наименование программного обеспечения

«АльфаЦЕНТР» АС_РЕ

Идентификационное наименование программного обеспечения

Amrserver.exe

Amrc.exe

Amra.exe

Cdbora2.dll

encryptdll.dll

alphamess.dll

Номер версии программного обеспечения

4.9.4.0    и выше 4.9.8.3 и выше

4.29.4.0    и выше

4.9.1.0    и выше 2.0.0.0 и выше нет сведений

Контрольная сумма alphamess.dll

b8c331abb5e34444170eee931

7d635cd

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Рекомендациями по метрологии Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Основные технические и метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 - 5.

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Примечания

1

2

3

Количество измерительных каналов

2

ИК № 1, № 2

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

6

ИК № 1, № 2

Отклонение напряжения, % от номинального, не более

± 10

В рабочих условиях эксплуатации.

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных , А

400

ИК № 1, № 2

1

2

3

Диапазон изменения тока, % от номинального, не более

от 2 до 120

В рабочих условиях эксплуатации.

Диапазон изменения коэффициента мощности

от 0,5 до 1,0

В рабочих условиях эксплуатации.

Фактический диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

-    трансформаторы напряжения, тока;

-    электросчетчики;

-    УСПД.

от минус 30 до 30;

от 10 до 35; от 10 до 35;

ИК № 1, № 2

Суточный ход системных часов, с/сут

± 5

С учетом коррекции по GPS

Предел допускаемого значения разности показаний часов всех компонентов системы, с

± 5

С учетом внутренней коррекции времени в системе

Срок службы, лет: трансформаторы напряжения, тока; электросчетчики;

УСПД

25

30

30

В соответствии с технической документацией.

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной электрической энергии (мощности) ИК для рабочих условий эксплуатации_

Номера

каналов

Значение соб j

±5w P 2%

Для диапазона 2%< I/ !ном <5%

±5w P5 %

Для диапазона 5%< I/ !ном <20%

±5w P120%

Для диапазона 20%< I/ !ном <120%

1, 2

1

+2,5

+1,7

+1,6

0,8

+3,4

+2,4

+2,0

0,5

+5,7

+3,4

+2,7

Таблица 5 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения реактивной электрической энергии (мощности) ИК для рабочих условий эксплуатации

Номера

каналов

Значение

сОБф/БШф

±5w Q 2%

Для диапазона 2%< I/ Iном <5%

±5w Q5%

Для диапазона 5%< I/ Iном <20%

±5w Q120%

Для диапазона 20%< I/ Iном <120%

1, 2

0,8/0,6

+5,6

+4,3

+3,8

0,5/0,9

+4,2

+3,5

±3,4

±5W P 2% (± 5W q 2% )- предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 2 % < I/ 1ном < 5 %

±5W P 5% (± 5W q 5%) - предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 5 % < I/ 1ном < 20 %

±5W P 120% (± 5W q 120% )- предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 20 % < I/ 1ном < 120 %

Знак утверждения типа наносится типографским или иным способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «СевероЗападная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь».

Комплектность

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Тип

Количество (шт)

Измерительные трансформаторы тока ТОЛ-10-I

6

Измерительные трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06

6

Счетчики электрической энергии Альфа А1800

2

Устройство сбора и передачи данных RTU-325

1

Устройство синхронизации системного времени -Приемник сигналов точного времени GPS 35-HVS

1

ИВК «АльфаЦЕНТР»

1

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»

1

Инструкция по эксплуатации

1

Формуляр

1

Методика измерений

1

Методика поверки МП-2203-0283-2014

1

Поверка

осуществляется по документу МП-2203-0283-2014 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМ им. Д.И.Менделеева" в ноябре 2014 г.

Средства поверки СИ - по документам на измерительные компоненты:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

МИ 2845-2003 "ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации";

-    Счетчики Альфа А1800 - по документу "Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018МП", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2011 г.

-    УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 г.;

-    Радиочасы МИР РЧ-02, Г осреестр РФ № 46656-11.

Сведения о методах измерений

«Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» и системы

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь», аттестованная ООО "Техносоюз".

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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

Рекомендации к применению

- выполнение государственных учетных операций и учет количества энергетических ресурсов.

Развернуть полное описание