Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Северо-Западная ТЭЦ" ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь"
| Номер в ГРСИ РФ: | 59991-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Фирма "Неон АВМ", г.Мытищи |
| 59991-15: Описание типа СИ | Скачать | 96.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи и потребления отдельными технологическими объектами, а также сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 59991-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Северо-Западная ТЭЦ" ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "Фирма "Неон АВМ", г.Мытищи
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 59991-15: Описание типа СИ | Скачать | 96.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация», 2-я очередь» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи и потребления отдельными технологическими объектами, а также сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности); периодический (1 раз в 30 мин; 1 раз в сутки; и/или по запросу) автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии (мощности) с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
- возможность передачи в организации-участники розничного (оптового) рынка электроэнергии результатов измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ состоит из двух измерительных каналов (ИК), которые используются для измерения электрической энергии, и включает в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики электрической энергии Альфа А1800 (Госреестр РФ 31857-11) класса точности 0,5S/1,0, образующие первый уровень системы;
- устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 19495-03) и устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе приемника сигналов точного времени GPS 35-HVS, образующие второй уровень системы;
- информационно-вычислительный комплекс ИВК "АльфаЦЕНТР" (Госреестр РФ № 44595-10), включающий сервер, программное обеспечение (ПО) АльфаЦЕНТР, а также каналообразующую аппаратуру и автоматизированные рабочие места (АРМ'ы), образующие третий уровень системы.
АИИС КУЭ также включает каналообразующую аппаратуру и ряд вспомогательных технических средств.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную фазную мощность S = . .
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р и Q на 30-минутных интервалах времени.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму ■= = UI sin ф .
УСПД осуществляют сбор результатов измерений электроэнергии со счетчиков по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам.
Сервер обеспечивает сбор измерительной информации с УСПД. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМ и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электрической энергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребления.
Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ организована при помощи УССВ на базе приемника сигналов точного времени GPS 35-HVS, подключенного к УСПД. Коррекция производится по факту наличия расхождения, превышающего ±2 с.
Синхронизация показаний часов сервера и счетчиков осуществляется по показаниям часов УСПД. Контроль рассогласования времени УСПД - сервер производится с интервалом 30 минут, коррекция - при наличии расхождения, превышающего ±2 с. Контроль рассогласования времени УСПД-счетчик производится с интервалом 30 минут, коррекция - при наличии расхождения, превышающего ±2 с.
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и сервера соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. В системе обеспечена возможность автономного, удаленного и визуального съёма информации со счетчиков. Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 45 суток, на сервере - не менее 3,5 лет.
Надежность системных решений обеспечена резервированием питания счетчиков и сервера, резервированием каналов связи, а также регистрацией событий в журналах событий компонентов.
Защищённость применяемых компонентов обеспечена механической защитой от несанкционированного доступа и пломбированием счётчиков электрической энергии, испытательных коробок. Защита информации на программном уровне - установкой пароля на счетчики, УСПД, сервер.
Средства измерений, применяемые в АИИС КУЭ, приведены в таблице 1.
Таблица - Перечень ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК (№ точки учета) |
Наименование |
Средство измерений | |
|
Вид СИ, тип, количество, номер в Госреестре СИ (Г/р) |
Метрологические характеристики (классы точности, номинальный первичный ток и напряжение, номинальный вторичный ток и напряжение) | ||
|
1 (17) |
Северо-Западная ТЭЦ, РУ-6кВ, яч.10ВВВ20 |
ТТ, 3 шт. ТОЛ-10-I Г/р № 47959-11 |
Класс точности 0,5S Ктт= 400/5 |
|
ТН, 3 шт. ЗНОЛ.06 Г/р № 3344-04 |
Класс точности 0,5 Ктн= (6000/\3)/(100/\3) | ||
|
Счетчик Альфа А1800 Г/р № 31857-11 |
Класс точности 0,5S/1,0 | ||
|
2 (18) |
Северо-Западная ТЭЦ, РУ-6кВ, яч.20ВВА11 |
ТТ, 3 шт. ТОЛ-10-I Г/р № 47959-11 |
Класс точности 0,5S Ктт= 400/5 |
|
ТН, 3 шт. ЗНОЛ.06 Г/р № 3344-04 |
Класс точности 0,5 Ктн= (6000/\3)/(100/\3) | ||
|
Счетчик Альфа А1800 Г/р № 31857-11 |
Класс точности 0,5S/1,0 | ||
|
№№ 1, 2 (17, 18) |
Устройства сбора и передачи данных Г/р № 19495-03 |
Предел допускаемой абсолютной погрешности по электрической энергии и мощности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, получаемой со счетчиков, не более +/- 1 ед. младшего разряда | |
|
Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» Г/р № 44595-10 |
MX приведены в разделе "Программное обеспечение" | ||
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в порядке, установленном в Филиале «Северо-Западная ТЭЦ» АО «Интер РАО-Электрогенерация». Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечение
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного на сервере АИИС КУЭ, приведены в таблице 2.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемый за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
Таблица 2
|
Наименование программного обеспечения |
«АльфаЦЕНТР» АС_РЕ |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Amrserver.exe Amrc.exe Amra.exe Cdbora2.dll encryptdll.dll alphamess.dll |
|
Номер версии программного обеспечения |
4.9.4.0 и выше 4.9.8.3 и выше 3.29.4.0 и выше 4.9.1.0 и выше 2.0.0.0 и выше нет сведений |
|
Контрольная сумма alphamess.dll |
b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Рекомендациями по метрологии Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Основные технические и метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 3-5.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Примечания |
|
1 |
2 |
3 |
|
Количество измерительных каналов |
2 |
ИК № 1, № 2 |
|
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ |
6 |
ИК№ 1, № 2 |
|
Отклонение напряжения, % от номинального, не более |
±10 |
В рабочих условиях эксплуатации. |
|
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных, А |
400 |
ИК № 1, № 2 |
|
Диапазон изменения тока, % от номинального, не более |
от 2 до 120 |
В рабочих условиях эксплуатации. |
|
Диапазон изменения коэффициента мощности |
от 0,5 до 1,0 |
В рабочих условиях эксплуатации. |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
|
Фактический диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - трансформаторы напряжения, тока; - электросчетчики; - УСПД. |
от минус 30 до 30; от 10 до 35; от 10 до 35; |
ИК № 1, № 2 |
|
Суточный ход системных часов, с/сут |
±5 |
С учетом коррекции по GPS |
|
Предел допускаемого значения разности показаний часов всех компонентов системы, с |
±5 |
С учетом внутренней коррекции времени в системе |
|
Срок службы, лет: - трансформаторы напряжения, тока; - электросчетчики; - УСПД |
25 30 30 |
В соответствии с технической документацией. |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной электрической энергии (мощности) ИК для рабочих условий эксплуатации
|
Номера каналов |
Значение COSф |
±3w P2% Для диапазона 2% <1/ 1ном <5% |
±3w P5% Для диапазона 5% <1/ 1ном <20% |
±3w P120% Для диапазона 20% <1/ 1ном <120% |
|
1,2 |
1 |
±2,5 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,8 |
±3,4 |
±2,4 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±5,7 |
±3,4 |
±2,7 | |
|
Таблица 5 - Пределы электрической энергии |
допускаемых относительных погрешностей измерения реактивной (мощности) ИК для рабочих условий эксплуатации | |||
|
Номера каналов |
Значение cos ф/sin ф |
±3wQ2% Для диапазона 2% <1/ 1ном <5% |
±3wQ5% Для диапазона 5% <1/ 1ном <20% |
±3wQ120% Для диапазона 20% <1/ 1ном <120% |
|
1,2 |
0,8/0,6 |
±5,6 |
±4,3 |
±3,8 |
|
0,5/0,9 |
±4,2 |
±3,5 |
±3,4 | |
±3W P2% (±5w Q2%) - предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 2% <1/ 1ном <5%
±3W P5% (±3w Q5%) — предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 5% <1/ 1ном <20%
±3W P120% (±3w qi20%) — предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 20 % < I/ 1ном < 120 %
3нак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно- измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Северо- Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация», 2-я очередь».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии |
Альфа А1800 |
2 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени -Приемник сигналов точного времени |
GPS 35-HVS |
1 |
|
ИВК |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Формуляр |
- |
1 |
|
Методика измерений |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП-2203-0283-2014 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-2203-0283-2014 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация», 2-я очередь». Методика поверки, утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМ им. Д.И.Менделеева" в ноябре 2014 г.
Основные средства поверки - по документам на измерительные компоненты:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки"; МИ 2845-2003 "ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации";
- Счетчики Альфа А1800 - по документу "Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018МП", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2011 г.
- УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-02, Госреестр РФ № 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» и системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация», 2-я очередь», аттестованная ООО "Техносоюз".
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
Смотрите также
