Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 481 п. 51 от 16.04.2014
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) Ярославской ТЭЦ-3 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАльфа класса точности 0,5S в части активной электроэнергии (по ГОСТ Р 52323-2005), класса точности 1,0 в части реактивной электроэнергии (по ГОСТ Р 52425-2005), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-325 (Госреестр № 37288-08) выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень Центра сбора данных АИИС КУЭ. ИВКЭ содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР»;

3-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (Сервер НР Proliant ML370R G4). ИВК содержит сервер базы данных (далее по тексту - СБД), программное обеспечение основного сервера управления «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ИВК «АльфаЦЕНТР») (Госреестр № 44595-10), автоматизированное рабочее место оператора (далее по тексту - АРМ), каналы сбора данных с уровня ИВКЭ, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;

- 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 заинтересованные организации;

- 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ). Принцип действия.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВКЭ входит устройство синхронизации времени (УСВ) на основе приемника GPS типа 35-HVS. СОЕВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов УСПД, при превышении порога ± 2 с происходит коррекция часов УСПД. Часы сервера синхронизируются при каждом сеансе связи сервер - УСПД, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ± 2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Основная среднесуточная погрешность счетчиков по времени согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «АльфаЦЕНТР». С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» решаются задачи коммерческого многотарифного учета электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов, автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Идентификационное наименование файла ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

Версия 12

3e736b7f380863f44cc8e6f7b d211c54

ас imetrology.dll

MD5

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 .

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИК системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ

ИК

Наименование объекта

Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

136.1

Ярославская ТЭЦ-3, ОВВ 110 кВ

ТВИ-110

кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 391; 400;

382 Госреестр № 30559-05

ЗНГ-110

кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 732; 730; 733; 731; 734 Госреестр № 41794-09

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134997 Госреестр № 16666-97

RTU-325 Зав. № 2103 Госреестр № 37288-08

активная реактивная

141.1

Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Ярославская-2

ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 383; 386; 389 Госреестр № 30559-05

ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 732; 733; 734 Госреестр № 41794-09

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134958 Госреестр № 16666-97

активная реактивная

142.1

Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Ярославская-3

ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 390; 394; 396 Госреестр № 30559-05

ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 730; 731 Госреестр № 41794-09

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134969 Госреестр № 16666-97

активная реактивная

149.1

Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Ярославская-1

ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 405; 406; 407 Госреестр № 30559-05

ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 730; 731 Госреестр № 41794-09

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134992 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

150.1

Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Пионерская

ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 380; 381;

385 Госреестр № 30559-05

ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 730; 731 Госреестр № 41794-09

EA05RAL-B-4

кл.т 0,5S/1,0

Зав. № 01134987 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

151.1

Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Комсомольская

ТВИ-110

кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 393; 397;

399 Госреестр № 30559-05

ЗНГ-110

кл.т 0,2

Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 732; 733; 734 Госреестр № 41794-09

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134978 Госреестр № 16666-07

RTU-325 Зав. № 2103 Госреестр № 37288-08

активная реактивная

152.1

Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Перекопская

ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 388; 395; 398 Госреестр № 30559-05

ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 730; 731 Госреестр № 41794-09

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134961 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

153.1

Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Фрунзенская-1

ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 402; 404;

401 Госреестр № 30559-05

ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 730; 731 Госреестр № 41794-09

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134983 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

154.1

Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Фрунзенская-2

ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 408; 409; 403 Госреестр № 30559-05

ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 732; 733; 734 Госреестр № 41794-09

EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134982 Госреестр № 16666-07

активная реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИК

cos ф

81(2)%,

85 %,

820 %,

8100 %,

I1(2)% - I изм< I 5 %

I5 %-I изм<1 20 %

I20 %-1изм<1100%

I100 %-1изм-1120%

136.1, 141.1, 142.1, 149.1, 150.1, 151.1, 152.1, 153.1, 154.1

(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

1,0

±2,0

±1,1

±0,9

±0,9

0,9

±2,5

±1,3

±1,0

±1,0

0,8

±3,0

±1,6

±1,2

±1,2

0,7

±3,6

±2,0

±1,4

±1,4

0,5

±5,4

±2,9

±2,0

±2,0

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИК

cos ф

81(2)%,

85 %,

820 %,

8100 %,

I1(2)% - I изм< I 5 %

I5 %-I изм<1 20 %

I20 %-1изм<1100%

I100 %-1изм-1120%

136.1, 141.1, 142.1, 149.1, 150.1, 151.1, 152.1, 153.1, 154.1

(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

0,9

±6,4

±3,6

±2,7

±2,4

0,8

±4,5

±2,7

±1,9

±1,9

0,7

±3,7

±2,4

±1,6

±1,6

0,5

±2,9

±2,1

±1,4

±1,4

Продолжение таблицы 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИК

cos ф

81(2)%,

85 %,

820 %,

8100 %5

I1(2)% - I изм< I 5 %

I5 %-1 изм<| 20 %

I20 %-1изм<1100%

1100 %-1изм-1120%

136.1, 141.1, 142.1, 149.1, 150.1, 151.1, 152.1, 153.1, 154.1

(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

1,0

±2,4

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±3,2

±2,0

±1,7

±1,7

0,7

±3,8

±2,4

±1,9

±1,9

0,5

±5,6

±3,3

±2,4

±2,4

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИК

cos ф

8 1(21%-

85 %,

820 %;

8100 %;

I1(2)% - 1 изм< 1 5 %

I5 %-1 изм<| 20 %

I20 %-1изм<1100%

I100 %-1изм-1120%

136.1, 141.1, 142.1, 149.1, 150.1, 151.1, 152.1, 153.1, 154.1

(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,2)

0,9

±7,3

±5,0

±4,5

±4,1

0,8

±5,7

±4,4

±3,7

±3,7

0,7

±5,0

±4,1

±3,5

±3,5

0,5

±4,3

±3,8

±3,4

±3,4

Примечания:

1 Погрешность измерений 81(2)%p и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.

2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95.

4 Нормальные условия эксплуатации :

- параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98^ином до 1,02^ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40°С до плюс 50°С; счетчиков -от плюс 18°С до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10°С до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10°С до плюс 30°С;

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

5 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^ин1 до 1,1 ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (0,4 + 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30°С до плюс 35°С.

для электросчетчиков:

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

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)ин2;

- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИК № 1 - 9; частота - (50 ± 0,4) Гц;

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

6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в Ярославской ТЭЦ-3 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчики электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- УСВ - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 23612 часа;

- ИВК «АльфаЦЕНТР» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчиков Тв < 2 часа;

- для УСПД Тв < 1 час;

- для сервера Тв < 1 час;

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

- на счетчики предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

- фактов параметрирования счетчиков;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- серверах, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - до 30 лет при отсутствии питания;

- УСПД - Хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение (Тип)

Кол-во, шт.

1

2

3

1 Трансформатор тока

ТВИ-110

27

Продолжение таблицы 4

1

2

3

2 Трансформатор напряжения

ЗНГ-110

6

3 Счётчик электрической энергии

EA05RAL-B-4

9

4 Устройство сбора и передачи данных

RTU325-E1-256-M3-B4-Q-i2-G

1

5 Специализированное программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

1

6 Сервер базы данных

Сервер НР Proliant ML370R G4

1

7 Устройство синхронизации времени

35-HVS

1

8 Формуляр-Паспорт

ПРКФ.411711.001.ПМ.М

1

9 Методика поверки

МП 1797/550-2014

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1797/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 . Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2014 года.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2919-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики ЕвроАльфа- в соответствии с документом « Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные "ЕвроАЛЬФА". Методика поверки» ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2012 г.;

- УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передача данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП» утвержденному ГСИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» в 2008г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

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

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием систем автоматизированных информационноизмерительных коммерческого учета электроэнергии ГУ ОАО «ТГК-2» по ЯО» с именением № 1, 2. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 993/446-01.00229-2012 от 29.03.2012 года.

Нормативные документы

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

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

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

6 ГОСТ 31819.22-2012 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".

7 ГОСТ 31819.23-2012 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание