Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТГК-14" Улан-Удэнская ТЭЦ-2 "Генерации Бурятии" (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-2)
| Номер в ГРСИ РФ: | 80991-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "ТГК-14", г.Чита |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-2 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-2) (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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80991-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТГК-14" Улан-Удэнская ТЭЦ-2 "Генерации Бурятии" (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-2) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Публичное акционерное общество "Территориальная генерирующая компания № 14" (ПАО "ТГК-14"), Забайкальский край, г. Чита, ул. Профсоюзная, д. 23
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 80991-21: Описание типа СИ | Скачать | 303.4 КБ | |
| 80991-21: Методика поверки МП ЭПР-318-2020 | Скачать | 8.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-2 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-2) (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), 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) «АльфаЦЕНТР», 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 времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности 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. Далее измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает на сервер, где осуществляется обработка, 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 установленных форматов 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ на ±1 с. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера 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 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 «АльфаЦЕН |
[ТР» |
|
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 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-2, СШ 110 кВ, яч.7, ВЛ 110 кВ 110-ТМ-182 |
ТВ-СВЭЛ-110-IX Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 54722-13 Фазы: А; В; С |
1 СШ: НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С 2 СШ: НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,6 |
|
2 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-2, СШ 110 кВ, яч.9, ВЛ 110 кВ 110-ТМ-181 |
ТВ-СВЭЛ-110-IX Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 54722-13 Фазы: А; В; С |
A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,6 | |||
|
3 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-2, СШ 110 кВ, яч.16, ВЛ 110 кВ ВМ-110-РТ-141 |
ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 16635-05 Фазы: А; В; С |
A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,6 | |||
|
4 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-2, СШ 110 кВ, яч.15, ВЛ 110 кВ ВМ-110-РТ-142 |
ТГФ-110 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 16635-05 Фазы: А; В; С |
A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,6 | |||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-2, СШ 110 кВ, яч.10, ВМ-110 ВО |
ТВ-СВЭЛ-110-IX Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 54722-13 Фазы: А; В; С |
1 СШ: НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С 2 СШ: НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,6 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±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 указана для тока 2 % от 1ном; cos9 = 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 утвержденных типов, 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
5 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
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 |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
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.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков 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 |
ТВ-СВЭЛ-110-IX |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТГФ-110 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-83 У1 |
6 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
5 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер |
— |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-318-2020 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ТГК-14.АИИС.006 ПС |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-2 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-2), аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
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
