Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектной мобильной ГТЭС №5 на полуострове Крым, Площадка №3 Западно-Крымская
| Номер в ГРСИ РФ: | 65968-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Мобильные газотурбинные электрические станции" (ГТЭС), г.Москва |
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).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65968-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) комплектной мобильной ГТЭС №5 на полуострове Крым, Площадка №3 Западно-Крымская |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
АО "Мобильные газотурбинные электрические станции" (ГТЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 65968-16: Описание типа СИ | Скачать | 123.1 КБ | |
| 65968-16: Методика поверки ГТЭС0016.142-АУЭ.МП | Скачать | 863.4 КБ |
Описание типа
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 = UTcosф) и полную мощность (S = U^I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2-P2)0,5. 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 «АльфаЦЕНТ |
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 |
Окончание таблицы 2
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
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 |
cosф |
§1(2) %, WpI1(2)%< Wp^ < WpI 5 % |
§5 %, WpI 5 %< WpI изм < Wpi 20 % |
§20 %, WpI 20 %< WpI изм < Wpz 100 % |
§100 %, 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 |
Окончание таблицы 3
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИИК |
simp |
S1(2)%, WQI 2 %< WQI изм < Wqi 5 % |
§5 %, Wqi 5 %< Wqi изм < Wqi 20 % |
§20 %, Wqi 20 %< Wqi изм < Wqi 100 % |
§100 %, 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 ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование ИК |
Состав 1-го и 2-го уровней ИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
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 |
Окончание таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 |
Ввод 110 кВ Т-5 |
TAT 300/5 Кл. т. 0,2S Зав. № GD13/632P109207 Зав. № GD13/632P109208 Зав. № GD13/632P109209 |
EMF 145 110000/^3:100/^3 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 (8 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):
2
K - Кв -100 %
, где
----------в----------------
1000 - Р - Т
8 р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, %;
8Э - пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении электроэнергии (таблица 3), %;
K - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ke - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу), Вт^ч;
Тср - величина интервала усреднения мощности, ч;
P - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, 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:
8„„ =---—--100 %, где
р рр' 3600 - T
ср
At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках, с; Тср - величина интервала усреднения мощности, ч.
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 5405/ОЗУ-ЮВ/ НЖМД-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 «АльфаЦЕНТР» |
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
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
Смотрите также
