Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1 (далее - АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1) 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 мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1, предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Описание
АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 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 (ИВКЭ), в который входят устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327, обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК и технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (ПО), каналообразующую аппаратуру, рабочую станцию (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 ПАК КО ОАО «АТС» и заинтересованным субъектам ОРЭ.
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 мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики типа Альфа и Альфа А1800 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р = U l cosffl) и полную мощность
2 2 0 5
(S = U I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S -P ) ’ . 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 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 АРМ. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМ к базе данных. Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от счетчиков до УСПД используются проводные линии связи. Для передачи данных (информации)
об измеряемой величине от УСПД до ИВК (сервера) используется в качестве основного комбинированный канал связи, включающий в себя проводные и оптоволоконные участки. Комбинированный канал связи использует протоколы Ethernet и TCP/IP. В качестве резервного канала передачи данных применяется GSM-сеть связи.
АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 имеет 1 независимое устройство синхронизации времени (УССВ), от которого производится синхронизация УСПД. Коррекция системного времени УСПД производится не реже одного раза в час по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД.
Коррекция системного времени ИВК (сервера) производится не реже одного раза в сутки. В качестве источника точного времени выступает УСПД, включающее в себя устройство синхронизации времени (УССВ), синхронизирующее время УСПД от спутников GPS.
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 мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 соответствуют техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности для присвоения класса 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 трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электроэнергии и УСПД, входящих в состав АИИС КУЭ, соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам или 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 в АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1, 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.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов УСПД, а определяются классом точности применяемых ТТ, (класс точности 0,2; 0,2S; 0,5S; 0,5), ТН (класс точности 0,2) и электросчетчиков (класс точности 0,2S/0,5; 0,5S/1).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВКЭ, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1, 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 |
| | Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД (amra.exe) | | 4b2c8c46e39b5c6c9a8d3 b8120d5d825 | |
| ПО «Альфа | Библиотека шифрования пароля счетчиков (encryptdll.dll) | Альфа Центр AC PE 100 15.05.01.01 | 0939ce05295fbcbbba400 eeae8d0572c | MD5 |
| ЦЕНТР» | Библиотека сообщений планировщика опросов (alphamess.dll) | b8c331abb5e34444170ee e9317d635cd |
| | Метрологически значимая часть ПО (ac_metrology.dll) | | 3e736b7f380863f44cc8e 6f7bd211c54 | |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с разделом 4,5 Р 50.2.077-2014.
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 (ИИК №1-4), °С - счетчиков электрической энергии (ИИК №5), °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от +5 до +35 от -15 до +35 от -20 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 | 110; 12; 0,4 |
| Первичные номинальные токи, кА | 2,0; 0,6; 0,4; 0,3; 0,1 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 120; 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек измерений, шт. | 5 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, секунд | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии, для рабочих условий эксплуатации, %_
| № ИК | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 5 1(2)%I 11 (2)%<I<I5% | 5 5%I I5%<M20% | 5 20%I I20%<M100% | 5 100%I I100%<I<I120% |
| 1 | ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) | 1 | Не нормируется | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 (емк.) | Не нормируется | ±1,5 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 (инд.) | Не нормируется | ±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) | Не нормируется | ±2,5 | ±1,9 | ±1,8 |
| 0,5 (0,87) | Не нормируется | ±2,2 | ±1,8 | ±1,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 2,3 | ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) | 1 | Не нормируется | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,8 (емк.) | Не нормируется | ±3,3 | ±2,2 | ±1,9 |
| 0,5 (инд.) | Не нормируется | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 |
| ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | Не нормируется | ±5,2 | ±3,0 | ±2,4 |
| 0,5 (0,87) | Не нормируется | ±3,6 | ±2,3 | ±2,1 |
| 4 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) | 1 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 (емк.) | ±1,5 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 (инд.) | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | ±3,1 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,5 (0,87) | ±2,4 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 |
| 5 | ТТ класс точности 0,5S ТН отсутствует Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) | 1 | ±2,6 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 (емк.) | ±3,8 | ±3,0 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,5 (инд.) | ±5,9 | ±3,7 | ±3,1 | ±3,1 |
| ТТ класс точности 0,5S ТН отсутствует Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | ±8,4 | ±4,8 | ±3,2 | ±3,0 |
| 0,5 (0,87) | ±6,3 | ±3,9 | ±2,8 | ±2,8 |
| Канал учета | Средство измерений |
| № ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Вид СИ | Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Г осреестра |
| 1 | ТГ-1 | ТТ | 780I-202-5 I1/I2 = 2000/5; класс точности 0,2 №№ 52324977; 52324975 ГР № 51411-12 |
| ТН | PTW5-2-110-SD02442FF U1/U2 = 12000/120; класс точности 0,2 №№ 52335842; 52335841 ГР № 51410-12 |
| Счетчик | Альфа A1800; (мод. А1802RAL-P4GB-DW-4) класс точности 0,2S/0,5 № 01246811 !-ном = 5 А ГР № 31857-11 |
| 2 | ТСН-1.2 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D) (мод. ASK 63.4) I1/I2 = 400/5; класс точности 0,5 №№ 07 А 91122745; 07 А 91122747; 07А 91122749 ГР № 31089-06 |
| ТН | нет |
| Счетчик | Альфа (мод. A2R-4-AL-C29-T+) класс точности 0,5S/1,0 № 01149137 1«ом = 5 А ГР № 14555-02 |
| 3 | ТСН-1.1 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D) (мод. ASK 31.4) I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5 №№ 07/51141; 07/51146; 07/51154 ГР № 31089-06 |
| ТН | нет |
| Счетчик | Альфа (мод. A2R-4-AL-C29-T+) класс точности 0,5S/1,0 № 01144763 1«ом = 5 А ГР № 14555-02 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 4 | Ввод 110 кВ Т-3 | ТТ | TAT I1/I2 = 300/5; класс точности 0,2S №№GD13/632P112801; GD13/632P112802; GD13/632P112803 ГР № 29838-11 |
| ТН | EMF 52-170 (мод. EMF 145) U1/U2 = 110000/V3/100/V3 класс точности 0,2 №№ 8829621; 8829622; 8829623 ГР № 47847-11 |
| Счетчик | Альфа A1800; (мод. A1802RAL-P4GB-DW-4) класс точности 0,2S/0,5 № 01202460 !-ном = 5 А ГР № 31857-06 |
| 5 | КТП СН 10/0,4 кВ ввод РУ 0,4 кВ СН мобильных ГТЭС | ТТ | ТШЛ (мод. ТШЛ-0,66-Ш-1) I1/I2 = 600/5; класс точности 0,5S №№ 6428; 6429; 6430 ГР № 47957-11 |
| ТН | нет |
| Счетчик | Альфа A1800 (мод. A1805RL-P4GB-DW-4) класс точности 0,5S/1,0 № 01202929 !-ном = 5 А ГР № 31857-06 |
| Примечание: 1. Измерительные каналы № 1-5 подключены к устройству сбора и передачи данных RTU-327 (мод. RTU-327LV) (зав. № 008576); госреестр №41907-09 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (5 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):
52 э +
5 р =±
, где
г \2
(KKe -100% '
V 1000PTcp ,
5 - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
5 э - пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении электроэнергии (таблица 3), в %;
K - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт*ч);
Тср - величина интервала усреднения мощности, выраженная в часах;
P - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
D -100%, где
d
3600 Т
ср
At — величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках, выраженная в секундах;
Тср - величина интервала усреднения мощности, выраженная в часах.
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1, типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входят документы и оборудование, указанное в таблице 5.
Таблица 5 - Документация и оборудование, поставляемые в комплекте с АИИС КУЭ
| Наименование | Необходимое количество для АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 |
| Трансформаторы тока | 14 шт. |
| Трансформаторы напряжения | 5 шт. |
| Счетчики электрической энергии | 5 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных | 1 шт. |
| ИВК HP Proliant DL160G5 Xeon E 5405/0ЗУ-ШВ/ НЖМД-2х2500Ь | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени (УССВ-16HVS, УССВ-35И^) | 1 шт. |
| Источник бесперебойного питания (ИБП) Ippon Innova RT-1500 | 1 шт. |
| Источник бесперебойного питания (ИБП) APC Smart-UPS 1500RM | 1 шт. |
| Сотовый модем Cinterion MC52i Terminal | 1 шт. |
| Сотовый модем Siemens TC35i | 1 шт. |
| Коммутатор Cisco Catalist 2950 | 1 шт. |
| Коммутатор HP V1910-48G | 1 шт. |
| Инженерный пульт на базе Notebook | 1 шт. |
| Формуляр НВЦП.422200.086.Ф0 | 1(один) экземпляр |
| Методика поверки НВЦП.422200.086.МП | 1(один) экземпляр |
| Руководство по эксплуатации НВЦП.422200.086.РЭ | 1(один) экземпляр |
| Программное обеспечение для настройки электросчетчиков. («MeterCat 3.2.1»; «APLHAPLUS_W_1.30») | Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
| Наименование | Необходимое количество для АИИС КУЭ мобильной ГТЭС на ТЭЦ-1 |
| Программное обеспечение для настройки УСПД RTU-327 | Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
| Программный пакет AC PE 100 «Альфа-ЦЕНТР». Версия 15.05.01.01 | Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
Поверка
осуществляется по документу НВЦП.422200.086.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа Альфа в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- средства поверки устройств сбора и передачи данных RTU-327 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс, ГР № 27008-04.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1. НВЦП.422200.086.МИ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильной ГТЭС, размещенной на территории Калининградской ТЭЦ-1
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».
63208-16: Методика поверки НВЦП.422200.086.МПСкачать717.7 Кб