Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТГК-14" Улан-Удэнская ТЭЦ-1 "Генерации Бурятии" (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер на базе закрытой облачной системы (кластер Hyper-V) с программным обеспечением (ПО) «АльфаТЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение на интервале 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация передается на АРМ по корпоративной сети передачи данных.

Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, УСВ.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.08

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование

Вид

электро

энергии

Границы допускаемой ос-

Границы допускаемой от-

точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

УСВ

новной относительной погрешности (±5), %

носительной погрешности в рабочих условиях (±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ТГ-1

ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100

A1802RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

1, 1

3,0

Рег. № 11077-89

Рег. № 2611-70

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

тивная

2

ТГ-3

ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100

A1802RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

1, 1

3,0

Рег. № 11077-89 Фазы: А; В; С

Рег. № 831-53 Фазы: АВС

RTU-325 Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Реак

тивная

2,3

4,7

3

ТГ-6

ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 4000/5

ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

A1802RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

1, 1

3,0

Рег. № 11077-07

Рег. № 3344-04

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

4

ТГ-7

RING CORE Кл.т. 0,2S 10000/5

ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,2 10500/V3/100/V3

A1802RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

0,6

1,5

Рег. № 44216-10

Рег. № 3344-08

Реак-

1,1

2,5

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

5

Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ, яч. 5, ВЛ 110 кВ РТ-104

GSR Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25477-08 Фазы: А; В; С

1    СШ: НКФ-110 Кл.т. 1,0

110000/V3/100/V3

Рег. № 922-54 Фазы: А; В; С

2    СШ: НКФ-110 Кл.т. 1,0

110000/V3/100/V3

Рег. № 922-54 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,6

3,2

3,2

5,0

6

Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ, яч. 3, ВЛ 110 кВ РТ-118

GSR Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25477-08 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,6

3,2

3,2

5,0

7

Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ, яч. 4, ОВ

GSR Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25477-08 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,6

3,2

3,2

5,0

8

Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 1, ВЛ 35 кВ ТЦ-301

ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С

1    СШ: ЗНОМ-35-65

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

2    СШ: ЗНОМ-35-65

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

9

Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 3, ВЛ 35 кВ ТК-302

ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С

A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

10

Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 7, КЛ 35 кВ ТС-304

ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С

A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 10, КЛ 35 кВ ТЛ-305

ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С

1    СШ: ЗНОМ-35-65

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

2    СШ: ЗНОМ-35-65

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. № 37288-08

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

12

Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 12, КЛ 35 кВ ТЛО-306

ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С

A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

13

Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 2, КЛ 35 кВ ТТ-3186

ТВ-35-III Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3187-72 Фазы: А; С

A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

14

Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 8, КЛ 35 кВ ТТ-3187

ТВ-35-III Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3187-72 Фазы: А; С

A1802RAL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1.    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2.    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3.    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 4-12 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.

4.    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденного типа, а также замена облачной системы без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

14

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

для ИК №№ 4-12

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности еоБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном

для ИК №№ 4-12

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности еоБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +10 до +35

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от +10 до +35

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

180

при отключении питания, лет, не менее

30

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТЛШ-10

9

Трансформаторы тока

RING CORE

3

Трансформаторы тока

GSR

9

1

2

3

Трансформаторы тока

ТВ-СВЭЛ-35

10

Трансформаторы тока

ТВ-35-III

4

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

1

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06-6

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-10

3

Трансформаторы напряжения

НКФ-110

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

6

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

14

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

1

Методика поверки

МП ЭПР-228-2020

1

Паспорт-формуляр

ТГК-14.АИИС.005 ПС

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-228-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 22.01.2020 г.

Основные средства поверки:

-    в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

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

Развернуть полное описание