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.
