Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Байкальская энергетическая компания" Ново-Иркутская ТЭЦ
| Номер в ГРСИ РФ: | 85920-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Ирмет", г.Иркутск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Байкальская энергетическая компания» НовоИркутская ТЭЦ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 85920-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Байкальская энергетическая компания" Ново-Иркутская ТЭЦ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ИРМЕТ" (ООО "ИРМЕТ"), г. Иркутск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 85920-22: Описание типа СИ | Скачать | 299.7 КБ | |
| 85920-22: Методика поверки | Скачать | 13.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Байкальская энергетическая компания» НовоИркутская ТЭЦ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ, представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ), включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-327 и каналообразующую аппаратуру;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. 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. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние значения мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД. Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485. Сопряжение УСПД с корпоративной информационно-вычислительной сетью (КИВС) ООО «БЭК» и затем с ИВК осуществляется посредством линий связи, образуя основной канал передачи данных (GSM модем по GPRS). Резервный канал связи образован посредством коммутируемого соединения (GSM модем).
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ осуществляет обмен и передачу полученной информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничного рынка электроэнергии (РРЭ), АО «СО ЕЭС» через каналы связи в виде xml-файлов форматов, установленных в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Передача макетов в АО «АТС» осуществляется с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в АИИС КУЭ смежных субъектов, с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC(SU) с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS устройством синхронизации системного времени (УССВ) на базе УССВ-2 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 54074-13). ИВК каждый час сличает и синхронизирует свою шкалу времени со шкалой УССВ, время задержки сигнала составляет менее 150 мс. Корректировка внутренних часов УСПД осуществляется от УССВ-2, коррекция происходит в случае расхождения часов более 1 с при сличении каждые 30 мин. Внутренние часы счетчиков электрической энергии сличаются и, при необходимости, синхронизируются с часами УСПД не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении более 1 с и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике.
Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в эксплуатационную документацию. Заводской номер АИИС КУЭ: 001
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется 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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
MD5 |
|
Наименование программного модуля ПО |
ac metrology.dll |
Технические характеристики
Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединения, типов и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2-3
Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД, УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
НовоИркутская ТЭЦ ТГ-1 |
ТШЛ-20-I КТ 0,5 Ктт= 8000/5 Рег. № 2125508 |
ЗНОМ-15 КТ 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 1593-70 |
А1802RL-P4G- DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 |
RTU-327- E1-B08-M08 Рег. № 41907-09 УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
2 |
НовоИркутская ТЭЦ ТГ-2 |
ТШЛ-20Б-1 КТ 0,2 Ктт = 8000/5 Рег. № 1837-63 |
ЗНОМ-15 КТ 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 1593-70 |
А1802RL-P4G- DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
3 |
НовоИркутская ТЭЦ ТГ-3 |
ТШЛ-20Б-1 КТ 0,2 Ктт = 10000/5 Рег. № 1837-63 |
ЗНОМ-15 КТ 0,5 Ктн = 15750/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 |
А1802RL-P4G- DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 |
НовоИркутская ТЭЦ ТГ-4 |
ТШЛ-20Б-1 КТ 0,2 Ктт = 10000/5 Рег. № 4016-74 |
ЗНОМ-15 КТ 0,5 Ктн = 15750/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 |
A1802RL-P4G- DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 |
RTU- 327- E1-В08-М08 Рег. № 41907-09 УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
5 |
НовоИркутская ТЭЦ ТГ-5 |
ТШЛ-20Б-1 КТ 0,2 Ктт = 10000/5 Рег. № 1837-63 |
ЗНОМ-15 КТ 0,5 Ктн = 15750/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 |
A1802RL-P4G-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
6 |
НовоИркутская ТЭЦ ТГ-6 |
ТШЛ-20-I КТ 0,5S Ктт = 8000/5 Рег. № 2125508 |
GSES12D КТ 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 48526-11 |
A1802RL-P4G-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
7 |
Ново-Иркутская ТЭЦ ВЛ 220 кВ Иркутская ГЭС -Ново-Иркутская ТЭЦ I цепь с отпайкой на ПС Байкальская (ВЛ201) |
ТВ-220 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 2064405 |
НАМИ-220 КТ 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15 |
A1802RAL- P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
8 |
Ново-Иркутская ТЭЦ ВЛ 220 кВ Иркутская ГЭС -Ново-Иркутская ТЭЦ II цепь с отпайкой на ПС Байкальская (ВЛ202) |
ТВ-220 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 2064405 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 1382-60 |
A1802RAL- P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5 (R) Рег. № 31857-11 | |
|
9 |
Ново-Иркутская ТЭЦ ВЛ 220 кВ Ново-Иркутская ТЭЦ - Иркутская № 1 с отпайками (ВЛ-203) |
ТВ-220 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 2064405 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 1382-60 |
A1802RAL- P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5^) Рег. № 31857-11 | |
|
10 |
Ново-Иркутская ТЭЦ ВЛ 220 кВ Ново-Иркутская ТЭЦ - Иркутская № 2 с отпайками (ВЛ-204) |
ТВ-220 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 2064405 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 1382-60 |
A1802RAL- P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5^) Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11 |
Ново-Иркутская ТЭЦ ВЛ 220 кВ Ново-Иркутская ТЭЦ - Шелехово I цепь (ВЛ-207) |
ТВ-220 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 2064405 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 1382-60 |
A1802RАL- P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5(И) Рег. № 31857-11 |
RTU-327- E1-В08-М08 Рег. № 41907-09 УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
|
12 |
Ново-Иркутская ТЭЦ ВЛ 220 кВ Ново-Иркутская ЭЦ - Шелехово I цепь (ВЛ-208) |
ТВ-220 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 2064405 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 1382-60 |
A1802RАL- P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5(И) Рег. № 31857-11 | |
|
13 |
Ново-Иркутская ТЭЦ ВЛ 220 кВ Ново-Иркутская ТЭЦ -Правобережная I цепь с отпайкой на ПС Левобережная (ВЛ 220 кВ НИТЭЦ - Правобережная-А) |
ТВ-220 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 2064405 |
НАМИ-220 КТ 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15 |
A1802RАL- P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5(И) Рег. № 31857-11 | |
|
14 |
Ново-Иркутская ТЭЦ ВЛ 220 кВ Ново-Иркутская ТЭЦ -Правобережная II цепь с отпайкой на ПС Левобережная (ВЛ 220 кВ НИТЭЦ - Правобережная-Б) |
ТВ-220 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 2064405 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 1382-60 |
A1802RАL- P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5(И) Рег. № 31857-11 | |
|
15 |
НовоИркутская ТЭЦ ОРУ-220кВ ОВ-I |
ТФЗМ-220Б-ГУ КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 6540-78 |
НАМИ-220 КТ 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15 НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 1382-60 |
A1802RАL- P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5^) Рег. № 31857-11 | |
|
16 |
НовоИркутская ТЭЦ ОРУ-220кВ ОВ-II |
ТФЗМ-220Б-ГУ КТ 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 654078 |
НКФ-220-58 КТ 0,5 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 1382-60 |
A1802RАL- P4GВ-DW-4 КТ 0,2S (А)/0,5(И) Рег. № 31857-11 |
П р и м е ч а н и я:
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 не претендует на улучшение метрологических характеристик
Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
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 метрологические характеристики ИИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±6) % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6) % |
|
1, 8-12, 14, 16 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,6 |
± 3,0 ± 4,7 |
|
2-5 |
Активная Реактивная |
± 0,8 ± 1,7 |
± 1,6 ± 2,7 |
|
6 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,6 |
± 3,0 ± 4,7 |
|
7, 13, 15 |
Активная Реактивная |
± 0,8 ± 2,2 |
± 2,9 ± 4,7 |
|
Примечание: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном cos9 = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№1-16 от 0 до плюс 30 °C. | |||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
16 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, оС |
от 98 до 102 от (2)5 до 120 от 49,85 до 50,2 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном для ИК № 1-5, 7-16 - ток, % от 1ном для ИК № 6 - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,8 до 50,2 от -60 до +45 от 0 до +30 от +18 до +22 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД RTU-327 |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, дни, не менее |
1200 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Предел допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени (функция автоматизирована):
- электросчетчиках;
- УСПД;
- ИВК.
Возможность сбора информации о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность (функция автоматизирована):
- измерений 30 мин;
- сбора 30 мин.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-20Б-Г |
9 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-20Б-1 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-20-Г |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-20-Г |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВ-220 |
24 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-220Б-ГУ |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-15-63 |
15 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
GSES 12D |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58 |
9 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-220 УХЛ1 |
3 шт |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RL-P4G-DW-4 |
6 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RAL-P4GВ-DW-4 |
10 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 шт. |
|
Паспорт-Формуляр |
ИРМТ.411711.289.21.ПФ |
1 шт. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Байкальская энергетическая компания» Ново-Иркутская ТЭЦ», аттестованном ООО «МетроСервис», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Байкальская энергетическая компания» НовоИркутская ТЭЦ
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
