Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Улан-Удэнской ТЭЦ-2. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Улан-Удэнской ТЭЦ-2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Улан-Удэнской ТЭЦ-2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Описание

Принцип действия АИИС КУЭ при измерении электрической энергии основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании на получасовом интервале мгновенной активной и реактивной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную 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 на глубину не менее 3,5 лет;

-    хранение результатов измерений электрической энергии в памяти счетчиков на глубину не менее 45 дней;

-    обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;

-    разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и ведение журнала событий;

-    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 ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

-    1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (далее -ИИК ТИ);

-    2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -

ИВКЭ);

-    3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК).

ИИК ТИ включают в себя:

-    ТТ и их вторичные цепи;

-    ТН и их вторичные цепи;

-    счётчики электроэнергии.

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

тока.

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 временным интервалом времени в шкале UTC (SU).

ИВКЭ расположен на Улан-Удэнской ТЭЦ-2. ИВКЭ включает в себя каналообразующую аппаратуру для связи ИВКЭ с уровнями ИИК ТИ и ИВК, а также УСПД RTU-325L и обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматический регламентный сбор результатов измерений;

-    сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК, обслуживаемых данным

ИВКЭ;

-    ведение журнала событий ИВКЭ;

-    предоставление дистанционного доступа к счетчику со стороны автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) или сервера АИИС КУЭ;

-    предоставление доступа со стороны ИВК к результатам измерений;

-    аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;

-    синхронизацию (коррекцию) времени в ИВКЭ и коррекцию времени в счетчиках электрической энергии;

-    самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.

ИВК АИИС КУЭ расположен в ПАО «ТГК-14» и включает в себя сервер баз данных с консолью, устройство синхронизации системного времени, связующие и вспомогательные компоненты.

ИВК выполняет следующие функции:

-    периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;

-    автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК, ИВКЭ, обслуживаемых данным ИВК, и состоянии объектов измерений;

-    хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;

-    синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень

ИВКЭ;

-    автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

-    формирование и передачу результатов измерений в XML-формате, предусмотренном регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности, по электронной почте с электронной подписью через АРМ в ПАК АО «АТС», ЦСОИ филиала АО «СО ЕЭС» Бурятское РДУ, ЦСОИ смежных сетевых и сбытовых организаций;

-    дистанционный доступ коммерческого оператора к компонентам АИИС КУЭ;

-    ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий УСПД и счетчиков;

-    конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК.

В ИВК предусмотрена аппаратная и программная защита от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

-    посредством интерфейса RS-485 для передачи данных от счетчиков ИИК ТИ до уровня ИВКЭ;

-    посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных с уровня ИВКЭ до уровня ИВК и от уровня ИВК во внешние системы;

-    посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал).

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК, связующие компоненты образуют измерительные каналы (далее - ИК).

АИИС КУЭ включает в себя систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации системного времени УССВ-35HVS.

Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ работает следующим образом.

Устройство синхронизации времени формирует шкалу времени UTC(SU) путем обработки сигналов точного времени системы GPS и передает её в сервер баз данных. Контроль шкалы времени часов сервера баз данных осуществляется в постоянном режиме, при выявлении поправки, превышающей по абсолютной величине 1 с, осуществляется коррекция шкалы времени часов сервера баз данных.

Во время каждого сеанса связи сервера баз данных и ИВКЭ осуществляется проверка поправки часов УСПД относительно шкалы времени часов сервера баз данных. При выявлении поправки, превышающей по абсолютной величине 1 с, осуществляется автоматическая коррекция шкалы времени часов УСПД в составе ИВКЭ.

Во время каждого сеанса связи УСПД в составе ИВКЭ со счетчиками осуществляется проверка поправки часов счетчиков относительно шкалы времени часов УСПД. При выявлении у часов счетчика поправки, превышающей по абсолютной величине 1 с, осуществляется автоматическая коррекция шкалы времени часов этого счетчика.

Перечень ИК и измерительных компонентов в их составе приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в их составе.

№ ИК

Наименование

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ

Тип (модификация)

1

2

3

4

1

Улан-Удэнская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, ВМ-110-РТ-141

ТТ

КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Г.р.№ 16635-05

ф. A

ТГФ110

ф. В

ТГФ110

ф. C

ТГФ110

ТН

КТ 0,5 Ктн =

(110000:V3)/(100:V3) Г.р. № 1188-84

ф. A

НКФ110-83У1

ф. В

НКФ110-83У1

ф. C

НКФ110-83У1

Счетчик

КТ 0,2S/0,5 Г.р. № 31857-11

А1800:

А1802RAL-P4GB -DW-4

2

Улан-Удэнская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, ВМ-110-РТ-142

ТТ

КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Г.р.№ 16635-05

ф. A

ТГФ110

ф. В

ТГФ110

ф. C

ТГФ110

ТН

КТ 0,5 Ктн =

(110000:V3)/(100:V3) Г.р. № 1188-84

ф. A

НКФ110-83У1

ф. В

НКФ110-83У1

ф. C

НКФ110-83У1

Счетчик

КТ 0,2S/0,5 Г.р. № 31857-11

А1800:

А1802RAL-P4GB -DW-4

1

2

3

4

3

Улан-Удэнская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, ВМ-110-ТМ-181

ТТ

КТ 0,2S Ктт = 1000/5 Г.р. №54722-13

ф. A

ТВ-СВЭЛ-110-IX

ф. В

ТВ-СВЭЛ-110-IX

ф. C

ТВ-СВЭЛ-110-IX

ТН

КТ 0,5 Ктн -

(110000:V3)/(100:V3) Г.р. № 1188-84

ф. A

НКФ110-83У1

ф. В

НКФ110-83У1

ф. C

НКФ110-83У1

Счетчик

КТ 0,2S/0,5 Г.р. № 31857-11

А1800:

А1802RAL-P4GB -DW-4

4

Улан-Удэнская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, ВМ-110-ТМ-182

ТТ

КТ 0,2S Ктт - 1000/5 Г.р. №54722-13

ф. A

ТВ-СВЭЛ-110-IX

ф. В

ТВ-СВЭЛ-110-IX

ф. C

ТВ-СВЭЛ-110-IX

ТН

КТ 0,5 Ктн -

(110000:V3)/(100:V3) Г.р. № 1188-84

ф. A

НКФ110-83У1

ф. В

НКФ110-83У1

ф. C

НКФ110-83У1

Счетчик

КТ 0,2S/0,5 Г.р. № 31857-11

А1800:

А1802RAL-P4GB -DW-4

5

Улан-Удэнская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, ВМ-110 ВО

ТТ

КТ 0,2S Ктт - 1000/5 Г.р. №54722-13

ф. A

ТВ-СВЭЛ-110-IX

ф. В

ТВ-СВЭЛ-110-IX

ф. C

ТВ-СВЭЛ-110-IX

ТН

КТ 0,5 Ктн -

(110000:V3)/(100:V3) Г.р. № 1188-84

ф. A

НКФ110-83У1

ф. В

НКФ110-83У1

ф. C

НКФ110-83У1

Счетчик

КТ 0,2S/0,5 Г.р. № 31857-11

А1800:

А1802RAL-P4GB -DW-4

В АИИС КУЭ предусмотрено пломбирование крышек плат зажимов счетчиков и коробок испытательных во вторичных цепях ТТ и ТН.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ использовано программное обеспечение «АльфаЦЕНТР». Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование программного обеспечения

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

12.1.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Технические характеристики

приведены в таблицах 3 и 4.

I, % от 1ном

Коэффициент

мощности

ИК №1 - ИК №5

±5woA, %

±5wA, %

±5wP, %

1

2

3

4

5

2

0,50

2,1

2,2

2,1

2

0,80

1,3

1,5

2,5

2

0,87

1,3

1,4

2,7

2

1,00

1,0

1,3

-

5

0,50

1,7

1,8

2,0

5

0,80

1,1

1,3

2,2

5

0,87

1,0

1,2

2,4

5

1,00

0,8

0,9

-

20

0,50

1,4

1,6

1,8

20

0,80

0,9

1,2

2,0

20

0,87

0,8

1,1

2,1

20

1,00

0,7

0,9

-

100, 120

0,50

1,4

1,6

1,8

100, 120

0,80

0,9

1,2

2,0

100, 120

0,87

0,8

1,1

2,1

100, 120

1,00

0,7

0,9

-

Нормальные условия измерений - по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ 31818.11-2012

Пределы допускаемых значений отклонений меток времени, формируемых СОЕВ, относительно шкалы времени UTC не более ±5 с

5woA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности

5wA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения

5WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения

Таблица 4 - Технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование

Значение

1

2

Количество измерительных каналов (ИК)

5

Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут

30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам

автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений

автоматическое

Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет

3,5

Г лубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток

45

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ

автоматическое

1

2

Температура окружающего воздуха для:

измерительных трансформаторов, °С

от -45 до +40

счетчиков, связующих компонентов, °С

от 0 до +40

оборудования ИВК, °С

от +10 до +35

Частота сети, Гц

от 49,5 до 50,5

Напряжение сети питания, % от ином

от 90 до 110

Индукция внешнего магнитного поля, не более, мТл

0,5

Допускаемые значения информативных параметров:

ток, % от ^ом

от 2 до 120

напряжение, % от Ином

от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos j

0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра РЭСС.411711.АИИС.403ПФ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Улан-Удэнской ТЭЦ-2. Паспорт-формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Кол-во, шт.

Трансформаторы тока

ТГФ110

6

Трансформаторы тока

ТВ-СВЭЛ- 110-IX

9

Трансформаторы напряжения

НКФ110-83У1

6

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

А1800:

А1802RAL-P4GB-DW-4

5

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325L

1

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-35HVS

1

Сервер баз данных

DEPO

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Улан-Удэнской ТЭЦ-2. Паспорт-формуляр

РЭСС.411711.АИИС.403ПФ

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Улан-Удэнской ТЭЦ-2. Методика поверки

МП-096-30007-2017

1

Поверка

осуществляется по документу МП-096-30007-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии Улан-Удэнской ТЭЦ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» «23» марта 2017 г.

Основные средства поверки:

-    NTP сервера, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени и вторичных эталонов ВЭТ 1-5 и ВЭТ 1-7;

-    для ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

-    для ТН по ГОСТ 8.216-2011;

-    для счетчиков электрической энергии А1800 в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018МП, утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;

-    для устройства сбора и передачи данных RTU-325L в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Улан-Удэнской ТЭЦ-2». Свидетельство об аттестации методики измерений № 328-RA.RU.311735-2017 от «23» марта 2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Улан-Удэнской ТЭЦ-2

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

Развернуть полное описание