| Номер в госреестре | 59991-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "Северо-Западная ТЭЦ" ОАО "ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь" |
| Изготовитель | ООО "Фирма "Неон АВМ", г.Мытищи |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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 №37288-08)
и устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе приемника сигналов точного времени GPS 35-HVS, образующие второй уровень системы;
- информационно-вычислительный комплекс ИВК "АльфаТЦЕНТР" (Госреестр РФ № 44595-10), включающий сервер, программное обеспечение (ПО) АльфаТ ЦЕНТР, 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 рассчитывает полную фазную мощность S = ^Р 2 + б2.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = U • I • 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 съема 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 1 | - Перечень ИК АИИС КУЭ | ||
| № ИК (№ точки учета) | Наименование | Средство измерений | |
| Вид СИ, тип, количество номер в Госреестре СИ (Г/р), количество | 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-10-1 Г/р № 47959-11 | Класс точности 0,5 S Ктт= 400/5 |
| ТН, 3 шт. ЗНОЛ.06 Г/р № 3344-08 | Класс точности 0,5 Ктн= (6000/V3 )/(100/V3 ) | ||
| 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 № 3344-08 | Класс точности 0,5 Ктн= (6000/V3 )/(100/V3 ) | ||
| счетчик Альфа А1800 Г/р № 31857-11 | Класс точности 0,5S/1,0 | ||
| №№ 1, 2 (17, 18) | Устройства сбора и передачи данных Г/р № 37288-08 | 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 «Аль-фаЦЕНТР» Г/р № 44595-10 | МХ 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» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация». Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного на сервере АИИС КУЭ, приведены в таблице 2.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой 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».
аблица 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 4.29.4.0 и выше 4.9.1.0 и выше 2.0.0.0 и выше нет сведений |
| Контрольная сумма alphamess.dll | b8c331abb5e34444170eee931 7d635cd |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Рекомендациями по метрологии Р 50.2.077-2014.
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 |
| 1 | 2 | 3 |
| 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. |
| 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 соб j | ±5w P 2% Для диапазона 2%< I/ !ном <5% | ±5w P5 % Для диапазона 5%< I/ !ном <20% | ±5w P120% Для диапазона 20%< I/ !ном <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 допускаемых относительных погрешностей измерения реактивной электрической энергии (мощности) ИК для рабочих условий эксплуатации
| Номера каналов | Значение сОБф/БШф | ±5w Q 2% Для диапазона 2%< I/ Iном <5% | ±5w Q5% Для диапазона 5%< I/ Iном <20% | ±5w Q120% Для диапазона 20%< I/ Iном <120% |
| 1, 2 | 0,8/0,6 | +5,6 | +4,3 | +3,8 |
| 0,5/0,9 | +4,2 | +3,5 | ±3,4 |
±5W P 2% (± 5W q 2% )- предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 2 % < I/ 1ном < 5 %
±5W P 5% (± 5W q 5%) - предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 5 % < I/ 1ном < 20 %
±5W P 120% (± 5W q 120% )- предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 20 % < I/ 1ном < 120 %
Знак утверждения типа наносится типографским или иным способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «СевероЗападная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация, 2-я очередь».
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Тип | Количество (шт) |
| Измерительные трансформаторы тока ТОЛ-10-I | 6 |
| Измерительные трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06 | 6 |
| Счетчики 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 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Методика измерений | 1 |
| Методика поверки МП-2203-0283-2014 | 1 |
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», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМ им. Д.И.Менделеева" в ноябре 2014 г.
Средства поверки СИ - 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/V3... 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, Г осреестр РФ № 46656-11.
«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, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
- выполнение государственных учетных операций и учет количества энергетических ресурсов.
