Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала "Гусиноозерская ГРЭС" ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала "Гусиноозерская ГРЭС" ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 95 п. 85 от 08.02.2013
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 энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО -Электрогенерация» (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).

Описание

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

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

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

- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;

- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;

- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

- подготовка данных в Xml формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;

- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);

- 3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.

Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности

осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования внутренних импульсов, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC (SU).

В ИВКЭ используется устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Г.р. № 37288-08) модификации RTU-325-E1-512-M4-B4. УСПД осуществляет сбор хранящихся в долговременной памяти счетчиков результатов измерений, выраженных в числе внутренних импульсов, преобразование результатов измерений в именованные величины, перемножение результатов измерений на коэффициенты трансформации, хранение результатов измерений и их передачу в ИВК.

УСПД, совместно с устройством синхронизации системного времени УССB-35HVS, обеспечивает измерение времени в шкале UTC(SU) и периодическую, не реже одного раза в сутки, синхронизацию часов счетчиков, опрашиваемых УСПД при условии, что поправка часов счетчиков относительно часов УСПД превышает по абсолютной величине 2 с.

УСПД обеспечивает сбор записей о событиях, отображаемых в служебных журналах счетчиков, хранение этих записей, ведение журналов событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД и внештатные ситуации.

В качестве ИВК АИИС КУЭ используется комплекс измерительновычислительный «АльфаЦЕНТР», состоящий из сервера сбора данных, автоматизированных рабочих мест и связующих компонентов. ИВК обеспечивает сбор результатов измерений с УСПД, хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «Бурятское РДУ», филиал ОАО «МРСК Сибири» -«Бурятэнерго», филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири» по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

- между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ канал связи построен с использованием шины интерфейса RS-485, сервера доступа к последовательным портам Moxa Nport 5430i, сети передачи данных Ethernet по протоколу TCP/IP;

- между уровнями ИВКЭ и ИВК связь обеспечивается по сети передачи данных Ethernet по протоколу TCP/IP (основной канал передачи данных) и по телефонной сети общего пользования с использованием модемов ZyXEL U-336E (резервный канал);

- между уровнем ИВК и внешними системами с использованием глобальной сети передачи данных Интернет.

ИИК ТИ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и их компонентов приведен в таблице 1.

В АИИС КУЭ допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.

Таблица 1 - Перечень измерительных каналов

№ ИК

Наименование ИК

Вид СИ,

класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Тип, модификация (при наличии)

1

4ГТ

ТТ

КТ 0,2S

Ктт = 10000/5

Г.р. № 47957-11

A

ТШЛ-20

В

ТШЛ-20

C

ТШЛ-20

ТН

КТ 0,2

Ктн = 15750:^3/100:^3

Г.р. № 46738-11

А

ЗНОЛ.06-15

В

ЗНОЛ.06-15

С

ЗНОЛ.06-15

Счетчик

КТ 0,2S/0,5, Ксч=1, Г.р. № 31857-11

Альфа А1800, A1802RLQ-P4GB-

DW-4

УСПД

Куспд = 315000, Г.р. № 28523-05

RTU-325, RTU-325-

Е1-512-М4-В4

ИВК

Кптк = 1, Г.р. № 44595-10

АльфаЦЕНТР

2

24Т-А

ТТ

КТ 0,2S

Ктт = 1500/5

Г.р. № 32139-11

A

ТОЛ-СЭЩ-10

В

ТОЛ-СЭЩ-10

C

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

КТ 0,2

Ктн = 6000:^3/100:^3

Г.р. № 46738-11

А

ЗНОЛП

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

КТ 0,2S/0,5, Ксч = 1, Г.р. № 31857-11

Альфа А1800, A1802RALQ-P4GB-

DW-4

УСПД

Куспд = 18000, Г.р. № 28523-05

RTU-325, RTU-325-

Е1-512-М4-В4

ИВК

Кптк = 1, Г.р. № 44595-10

АльфаЦЕНТР

3

24Т-Б

ТТ

КТ 0,2S

Ктт = 1500/5

Г.р. № 32139-11

A

ТОЛ-СЭЩ-10

В

ТОЛ-СЭЩ-10

C

ТОЛ-СЭЩ-10

ТН

КТ 0,2

Ктн = 6000:^3/100:^3

Г.р. № 46738-11

А

ЗНОЛП

В

ЗНОЛП

С

ЗНОЛП

Счетчик

КТ 0,2S/0,5, Ксч = 1, Г.р. № 31857-11

Альфа А1800, A1802RALQ-P4GB-

DW-4

УСПД

Куспд = 18000, Г.р. № 28523-05

RTU-325, RTU-325-

Е1-512-М4-В4

ИВК

Кптк = 1, Г.р. № 44595-10

АльфаЦЕНТР

Программное обеспечение

АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения, установленного на сервере баз данных ИВК. В качестве прикладного программного обеспечения используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12).

В программном обеспечении «АльфаЦЕНТР», процедуры, представляющие метрологически значимую часть, выделены в отдельную библиотеку.

Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

АльфаЦЕНТР

ac_metrology.dll

12.1.0.1

3e736b7f380863f4

4cc8e6f7bd211c54

MD5

Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК)...............................................................................3

Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии ................................................................................................. приведены в таблице 3

Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической

энергии в рабочих условиях применения ........................................... приведены в таблице 4

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

Формирование XML-файла для передачи внешним системам.......................автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений ......................................................................................................... автоматическое

Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ .................................................. автоматическое

Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: температура окружающего воздуха:

для измерительных трансформаторов, счетчиков, связующих компонентов, °С... от 0 до 40; для оборудования ИВК, °С..................................................................................... от 10 до 35;

частота сети, Гц ................................................................................................. от 49,5 до 50,5;

напряжение сети питания (относительного номинального значения ином), % .. от 90 до 110; индукция внешнего магнитного поля, мТл .......................................................... не более 0,5.

Допускаемые значения информативных параметров:

ток, % от 1ном............................................................................................................ от 2 до 120;

напряжение, % от ином........................................................................................... от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos ф........................................................... 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

коэффициент реактивной мощности, sin ф..........................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (dWoA) энергии для значений тока 2, 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.

I, % от 1ном

Коэффициент мощности

4ГТ, 24Т-А, 24Т-Б

± §woA , %

2

0,5

1,8

2

0,8

1,2

2

0,865

1,1

2

1

0,91

5

0,5

1,3

5

0,8

0,87

5

0,865

0,83

5

1

0,57

20

0,5

1,0

20

0,8

0,63

20

0,865

0,59

20

1

0,47

100, 120

0,5

1,0

100, 120

0,8

0,63

100, 120

0,865

0,59

100, 120

1

0,47

Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (SWA) и реактивной (dWp) энергии в рабочих условиях применения для значений тока 2, 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности

0,5, 0,8, 0,865 и 1.

I, % от 1ном

Коэффициент мощности

4ГТ, 24Т-А, 24Т-Б

± §wA , %

± dwP, %

2

0,5

2,0

2,1

2

0,8

1,4

2,3

2

0,865

1,3

2,5

2

1

1,2

-

5

0,5

1,4

1,9

5

0,8

1,1

2,1

5

0,865

1,1

2,1

5

1

0,78

-

20

0,5

1,3

1,7

20

0,8

0,95

1,8

20

0,865

0,93

1,8

20

1

0,71

-

100, 120

0,5

1,3

1,7

100, 120

0,8

0,95

1,8

100, 120

0,865

0,93

1,8

100, 120

1

0,71

-

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта-формуляра 70616889.422222.039ПС «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация». Паспорт-формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол-во, шт.

Трансформатор тока

ТШЛ-20

3

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-15

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП

6

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325-E1-512-M4-B4

1

Счетчик электрической энергии

A1802RLQ-P4GB-DW-4

1

Счетчик электрической энергии

A1802RALQ-P4GB-DW-4

1

Комплекс измерительно-вычислительный

АльфаЦЕНТР

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО -Электрогенерация». Паспорт-формуляр

70616889.422222.039ПС

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО -Электрогенерация». Методика поверки

70616889.422222.039Д1

1

Поверка

осуществляется по документу 70616889.422222.039Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в ноябре 2012 г.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 20085-11), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (поправка системных часов не более ± 10 мкс).

Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:

- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;

- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;

- счетчики электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018 МП;

- устройство сбора и передачи данных RTU-325 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466453.005 МП;

- комплекс измерительно-вычислительный «АльфаЦЕНТР» - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466453.007 МП.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация». Свидетельство об аттестации методики измерений №152-01.00249-2012 от «28» ноября 2012 г.

Нормативные документы

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

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

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

4. 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.

5. ТУ 4228-011-29056091-2011 Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.

6. 70616889.422222.039 Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии энергоблока № 4 филиала «Гусиноозерская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация». Технорабочий проект.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание