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.
67745-17: Методика поверки МП-096-30007-2017Скачать4.4 Мб