Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер на базе закрытой облачной системы (кластер Hyper-V) с программным обеспечением (ПО) «АльфаТЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 на интервале 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация передается на АРМ по корпоративной сети передачи данных.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, УСВ.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.08 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование | | | | | | Вид электро энергии | Границы допускаемой ос- | Границы допускаемой от- |
| точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | УСВ | новной относительной погрешности (±5), % | носительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ТГ-1 | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Актив ная | 1, 1 | 3,0 |
| | | Рег. № 11077-89 | Рег. № 2611-70 | | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| 2 | ТГ-3 | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Актив ная | 1, 1 | 3,0 |
| | | Рег. № 11077-89 Фазы: А; В; С | Рег. № 831-53 Фазы: АВС | RTU-325 Рег. № 37288-08 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| 3 | ТГ-6 | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 4000/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная | 1, 1 | 3,0 |
| | | Рег. № 11077-07 | Рег. № 3344-04 | | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| 4 | ТГ-7 | RING CORE Кл.т. 0,2S 10000/5 | ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,2 10500/V3/100/V3 | A1802RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| | | Рег. № 44216-10 | Рег. № 3344-08 | | | Реак- | 1,1 | 2,5 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ, яч. 5, ВЛ 110 кВ РТ-104 | GSR Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25477-08 Фазы: А; В; С | 1 СШ: НКФ-110 Кл.т. 1,0 110000/V3/100/V3 Рег. № 922-54 Фазы: А; В; С 2 СШ: НКФ-110 Кл.т. 1,0 110000/V3/100/V3 Рег. № 922-54 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325 Рег. № 37288-08 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Актив ная Реак тивная | 1,6 3,2 | 3,2 5,0 |
| 6 | Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ, яч. 3, ВЛ 110 кВ РТ-118 | GSR Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25477-08 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1,6 3,2 | 3,2 5,0 |
| 7 | Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ, яч. 4, ОВ | GSR Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25477-08 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1,6 3,2 | 3,2 5,0 |
| 8 | Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 1, ВЛ 35 кВ ТЦ-301 | ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С | 1 СШ: ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С 2 СШ: ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 9 | Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 3, ВЛ 35 кВ ТК-302 | ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С | A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 10 | Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 7, КЛ 35 кВ ТС-304 | ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С | A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 11 | Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 10, КЛ 35 кВ ТЛ-305 | ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С | 1 СШ: ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С 2 СШ: ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325 Рег. № 37288-08 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 12 | Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 12, КЛ 35 кВ ТЛО-306 | ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С | A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 13 | Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 2, КЛ 35 кВ ТТ-3186 | ТВ-35-III Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3187-72 Фазы: А; С | A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 14 | Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 8, КЛ 35 кВ ТТ-3187 | ТВ-35-III Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3187-72 Фазы: А; С | A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
| Примечания: 1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин. 3. Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 4-12 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд. 4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденного типа, а также замена облачной системы без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 14 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 4-12 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 4-12 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +10 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +10 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 180 |
| при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| для УСПД: | |
| суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для сервера: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛШ-10 | 9 |
| Трансформаторы тока | RING CORE | 3 |
| Трансформаторы тока | GSR | 9 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВ-СВЭЛ-35 | 10 |
| Трансформаторы тока | ТВ-35-III | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06-6 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 14 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | — | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-228-2020 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ТГК-14.АИИС.005 ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-228-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 22.01.2020 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
77866-20: Методика поверки МП ЭПР-228-2020Скачать11.4 Мб