Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ, размещенной на площадке ПС 110 кВ «ГПП-3», филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго» (далее - АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ) предназначена для измерений, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ, предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИ-ИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Описание
АИИС КУЭ генераторного присоединения ГТУ, представляет собой трехуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) состоит из установленных на объектах контроля трансформаторов тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВ-КЭ), в который входит устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325, обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (ПО), каналообразующую аппаратуру, рабочие станции (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в ОАО «АТС».
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления: 1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики Альфа А1800 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U4). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация передается в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМа к базе данных. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи, GSM-сеть связи (основной канал). В качестве резервного канала связи также применяется спутниковая сеть связи.
АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ имеет 2 независимых устройства синхронизации времени (УССВ). Коррекция часов ИВК (сервер) производится не реже одного раза в сутки по сигналам УССВ на основе GPS-приемника, подключенного к ИВК (сервер). Коррекция часов УСПД производится не реже одного раза в час по сигналам УССВ на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД (RTU-325L).
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ соответствуют критериям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям НП «Совет рынка» и ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращения активной электрической энергии, календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам или к УСПД (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на компьютер высшего уровня.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 лет. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
ПО «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля(идентификационное наименование программного обеспечения) | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» | Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) (am-rserver.exe) | Альфа Центр AC_PE_100. 12.05.01.01 | 22262052a42d978c9c72f6a 90f124841 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД (атгс.ехе) | 14ee24340963cf38d913b6 ae89cb33f3 |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД (amra.exe) | 67ac5689237f07e72e2d3d 90e038a852 |
| драйвер работы с БД (cdbora2.dll) | 309bed0ed0653b0e621501 3761edefef |
| библиотека шифрования пароля счетчиков (encryptdll.dll) | 0939ce05295fbcbbba400e eae8d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов (alphamess.dll) | b8c331abb5e34444170eee 9317d635cd |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
| параметр | значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220± 22 50 ± 1 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от +5 до +35 от минус 40 до +40 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 12 |
| Первичные номинальные токи, кА | 2 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 120 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек измерения, шт. | 1 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, се-кунд/сутки | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S/0,5; 0,5S/1), трансформаторов тока и напряжения.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 8э %.
| № ИК | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 3 5%1 I5%—I<I20% | 3 20%I I20%—I<I100% | 3 100%i I100%—I<I120% |
| 1 | ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) | 1 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 (емк.) | ±1,5 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 (инд.) | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 |
| ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | ±2,5 | ±1,9 | ±1,8 |
| 0,5 (0,87) | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (8 р), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
2
= ±. 82э +
KKe ■100%
, где
1000PT ср
8р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней полу
часовой мощности и энергии, %;
8 э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности при измерении средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка часов, рассчитываются по следующей формуле:
8 т =——--100%, где
р.корр. 3600Т
ср
At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблице 4, 5.
Таблица 4 - Комплект поставки генераторного присоединения мобильной ГТУ
| Канал учета | Средство измерений |
| Номер ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Наименование средств измерений | Обозначение, тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра |
| АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ | УСПД | RTU-325L № 005218 ГР № 37288-08 |
| 1 | ТГ | ТТ | 780I-202-5 Класс точности 0,2 I1/I2 =2000/5; №№ 52840042; 52840057 ГР № 51411-12 |
| ТН | PTW5-2-110-SD02442FF Класс точности 0,2 U1/U2 =12000/120; №№ 52843210; 52843204 ГР № 51410-12 |
| Счетчик | Альфа A1800; Класс точности 0,2S/0,5 № 01246812; 1ном = 5 А ГР № 31857-11 |
Таблица 5 - Вспомогательное оборудование, документация
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ |
| ИВК HP Proliant DL160G5 Xeon E 5405/ОЗУ-ЮВ/ НЖМД- 2x250Gb Сотовый модем TC35T Спутниковый терминал Устройство синхронизации времени (УССВ-16HVS, УССВ-35HVS) | 1 шт. 2 шт. 2 шт. 2 шт. |
| Инженерный пульт на базе Notebook | 1 шт. |
| Формуляр НВЦП.422200. 42ТГ.ФО | 1(один)экземпляр |
| Методика поверки НВЦП.422200. 42ТГ.МП | 1(один)экземпляр |
| Руководство по эксплуатации НВЦП.422200. 42ТГ.РЭ | 1(один)экземпляр |
| Программное обеспечение для настройки электросчетчиков. («MeterCat 1.95») | 1 шт. |
| Программное обеспечение для настройки УСПД RTU-325L. (Терминальная программа «ZOC») | 1 шт. |
| Программный пакет AC-PE_100 «Альфа-ЦЕНТР». Версия 12.05.01.01 | Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
| Источник бесперебойного питания (ИБП) Smart-UPS 1000RM | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу: «Система автоматизированная информационно
измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ, размещенной на площадке ПС 110 кВ «ГПП-3», филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго». Методика поверки» НВЦП.422200. 42ТГ.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2012 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа А1800 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- средства поверки устройства сбора и передачи данных RTU 325 и RTU 325L в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМС в 2008 г. ;
- Радиочасы МИР РЧ-01;
- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)»;
- Мультиметр «Ресурс - ПЭ».
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе: Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ, размещенной на площадке ПС 110 кВ «ГПП-3», филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго». НВЦП.422200. 42ТГ.МИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ генераторного присоединения мобильной ГТУ, размещенной на площадке ПС 110 кВ «ГПП-3», филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Хакасэнерго».
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
