Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектной мобильной ГТЭС №5 на полуострове Крым, Площадка №3 Западно-Крымская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной энергии, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ, 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 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, формирования, подписания электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправки отчетов в программно - аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО) АО «АТС» и заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
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 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 электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 и Альфа А1800 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р = U I cos9) и полную мощность (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 проводной, оптоволоконный и беспроводной (спутниковый) участки. Комбинированный канал связи использует протоколы Ethernet и TCP/IP. В качестве резервного канала передачи данных применяется GSM-сеть связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав СОЕВ входят: устройство синхронизации системного времени (УССВ), счетчики электроэнергии, УСПД и сервер ИВК.
Синхронизация времени УСПД осуществляется по сигналам точного времени, принимаемым через GPS-приемник УССВ - 16HVS, подключенный к УСПД. Коррекция системного времени УСПД осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов УСПД и УССВ - 16HVS на величину более ±2 с.
Синхронизация времени ИВК осуществляется по данным, полученным от специализированного сервера точного времени посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР». Коррекция системного времени ИВК осуществляется один раз в час при расхождении показаний часов сервера ИВК и сервера точного времени на величину более ±1 с.
Синхронизация показаний часов счетчиков электроэнергии происходит от времени УСПД. Корректировка времени счетчиков осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более ±2 с.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электрической энергии с точностью не хуже ±5 с/сут.
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 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 уровень ИВК.
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, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, 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 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 №5 - Западно-Крымская, приведены в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНг | ГР». |
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.04 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
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
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики.
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии | 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 измерительноинформационных комплексов (ИИК) №1-4, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от +15 до +35 от -30 до +40 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | от 25 до 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; 0,4; 0,3; 0,1 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 120; 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек измерений, шт. | 4 |
| Интервал задания границ тарифных зон, мин | 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
| Примечания 1 * - для трансформаторов с малыми номинальными вторичными нагрузками (до 10 В А) нижний предел вторичных нагрузок соответствует значениям, указанным в ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001. 2 Пределы 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. |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии, для рабочих условий эксплуатации, %_
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos9 | d1(2) Wpi1(2)%< Wp^ < Wpi 5 % | d5 '’/c^ Wp I 5 %< Wpi изм < Wpi 20 % | d20 %, W p I 20 %< Wpi изм < Wpi 100 % | d100 %, Wpi 100 %< Wpi изм < Wpi 120 % |
| 1 | 1,0 | - | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | - | ±1,5 | ±1,0 | ±0,9 |
| 0,5 | - | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 |
| 2, 3 | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 |
| 4 | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | БШф | Wqi 2 %< Wqi изм < Wqi 5 % | d5 %, Wqi 5 %< Wqi изм < Wqi 20 % | d20 %, Wqi 20 %< Wqi изм < Wqi 100 % | d100 %, Wqi 100 %< Wqi изм < Wqi 120 % |
| 1 | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±2,0 | ±1,8 |
| 2, 3 | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,7 | ±1,8 |
| 4 | 1,0 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,8 |
| Таблица 4 - Состав И | ИК АИИС КУЭ |
| 1 | Наименование ИК | Состав 1-го и 2-го уровней ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | ТГ-5 | 780i-202-5 2000/5 Кл. т. 0,2 Зав. № 52681714 Зав. № 52681711 | PTW5-2- 110-SD02442FF 12000/120 Кл. т. 0,2 Зав. № 52662918 Зав. № 52662919 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01275739 | RTU-327LV-E2-B06-M02 Зав. № 008581 |
| 2 | TCH-TN52 | ASK-63.4 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 08H 92171504 Зав. № 08H 92171512 Зав. № 08H 92171517 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104081549 | RTU-327LV-E2-B06-M02 Зав. № 008581 |
| 3 | TCH-TN51 | ASK-31.4 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 08G 92118438 Зав. № 08G 92118454 Зав. № 08G 92118455 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104081523 | RTU-327LV-E2-B06-M02 Зав. № 008581 |
| 4 | Ввод 110 кВ Т-5 | TAT 300/5 Кл. т. 0,2S Зав. № GD13/632Р109207 Зав. № GD13/632Р109208 Зав. № GD13/632Р109209 | EMF 145 110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Зав. № 1HSE 8777945 Зав. № 1HSE 8777946 Зав. № 1HSE 8777947 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01283841 | RTU-327LV-E2-B06-M02 Зав. № 008581 |
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 )
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектной мобильной ГТЭС №5 на полуострове Крым, Площадка №3 Западно-Крымская, типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входят документы и оборудование, указанные в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Количество |
| Трансформаторы тока | 11 шт. |
| Трансформаторы напряжения | 5 шт. |
| Счетчики электрической энергии | 4 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных (RTU-327LV) | 1 шт. |
| Преобразователь интерфейсов MOXA NPort 5130 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени (УССВ-16HVS) | 1 шт. |
| Сотовый модем Siemens TC35i | 2 шт. |
| Коммутатор Cisco Catalist 2960 | 2 шт. |
| Маршрутизатор Cisco Catalist 2801 | 1 шт. |
| Коммутатор HP V1910-48G | 1 шт. |
| ИВК HP Proliant DL160G5 Xeon E 5405ЮЗУ-ШБ/ K®^-2x250Gb | 1 шт. |
| Источник бесперебойного питания (ИБП) APC Smart-UPS 1500RM | 1 шт. |
| Персональный компьютер на базе Notebook | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр ГТЭС0016.142-АУЭ. ФО | 1 экз. |
| Методика поверки ГТЭС0016.142-АУЭ.МП | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации КТС ГТЭС0016.142-АУЭ.ИЭ | 1 экз. |
| Программное обеспечение для настройки электросчетчиков («MeterCat 3.2.1»; «Конфигуратор СЭТ-4ТМ») | 1 шт. |
| Программное обеспечение для настройки УСПД RTU-327 | 1 шт. |
| Программный пакет AC PE 100 «АльфаТ ЦЕНТР» | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу ГТЭС0016.142-АУЭ.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектной мобильной ГТЭС №5 на полуострове Крым, Площадка №3 Западно-Крымская. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» в сентябре 2016 года.
Основные средства 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 счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа А1800 в соответствии с документами «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с документом «Счётчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- средства поверки устройства 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 ГЦИ СИ 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится в формуляр или на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ мобильной ГТЭС №5 - ЗападноКрымская. Свидетельство об аттестации № 90-01.00203-2016 от 20.05.2016 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектной мобильной ГТЭС №5 на полуострове Крым, Площадка №3 Западно-Крымская
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»
5 ГОСТ Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S
6 ГОСТ Р 52425-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии
65968-16: Методика поверки ГТЭС0016.142-АУЭ.МПСкачать863.4 Кб