Номер по Госреестру СИ: 77866-20
77866-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТГК-14" Улан-Удэнская ТЭЦ-1 "Генерации Бурятии" (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1)
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1) (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.
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 «АльфаЦЕНТР»
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 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-228-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Улан-Удэнская ТЭЦ-1 «Генерации Бурятии» (АИИС КУЭ Улан-Удэнской ТЭЦ-1). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 22.01.2020 г.
Основные средства поверки:
-
- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
-
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
-
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
-
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Территориальная генерирующая компания № 14» (ПАО «ТГК-14»)
ИНН 7534018889
Адрес: 670000, Забайкальский край, г. Чита, ул. Профсоюзная, д. 23
Телефон: (3022) 38-73-59
Факс: (3022) 38-75-22, 23-85-47
Web-сайт: www.tgk-14.com
E-mail: office@chita.tgk-14.com
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
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) и 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 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется 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. Измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, 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 установленного формата 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, УСВ.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину 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 на величину 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.
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 |
ТЛШ-10 |
9 |
Трансформаторы тока |
RING CORE |
3 |
Трансформаторы тока |
GSR |
9 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТВ-СВЭЛ-35 |
10 |
Трансформаторы тока |
ТВ-35-Ш |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06-6 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-10 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
14 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Сервер |
— |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-228-2020 |
1 |
Паспорт-формуляр |
ТГК-14.АИИС.005 ПС |
1 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
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 |
ТГ-1 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 11077-89 Фазы: А; В; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
A1802RL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Активная Реак тивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
2 |
ТГ-3 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 11077-89 Фазы: А; В; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
A1802RL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
3 |
ТГ-6 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 4000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
A1802RL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реак тивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
4 |
ТГ-7 |
RING CORE Кл.т. 0,2S 10000/5 Рег. № 44216-10 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,2 10500/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С |
A1802RL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
|
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
5 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ, яч. 5, ВЛ 110 кВ РТ-104 |
GSR Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25477-08 Фазы: А; В; С |
НКФ-110 Кл.т. 1,0 110000/^3/100/^3 Рег. № 922-54 Фазы: А; В; С
НКФ-110 Кл.т. 1,0 110000/^3/100/^3 Рег. № 922-54 Фазы: А; В ; С |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Активная Реак тивная |
1,6 3,2 |
3,2 5,0 |
6 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ, яч. 3, ВЛ 110 кВ РТ-118 |
GSR Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25477-08 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реак тивная |
1,6 3,2 |
3,2 5,0 | |||
7 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ, яч. 4, ОВ |
GSR Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25477-08 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реак тивная |
1,6 3,2 |
3,2 5,0 | |||
8 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 1, ВЛ 35 кВ ТЦ-301 |
ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С |
Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В ; С
Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В ; С |
A1802RAL-P4GB- DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реак тивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
9 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 3, ВЛ 35 кВ ТК-302 |
ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С |
A1802RAL-P4GB- DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реак тивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
10 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 7, КЛ 35 кВ ТС-304 |
ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С |
A1802RAL-P4GB- DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реак тивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 10, КЛ 35 кВ ТЛ-305 |
ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С |
1 СШ: ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB- DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
12 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 12, КЛ 35 кВ ТЛО-306 |
ТВ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67627-17 Фазы: А; С |
A1802RAL-P4GB- DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
Активная Реак тивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
13 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 2, КЛ 35 кВ ТТ-3186 |
ТВ-35-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3187-72 Фазы: А; С |
2 СШ: ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
A1802RAL-P4GB- DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
14 |
Улан-Удэнская ТЭЦ-1, СШ 35 кВ, яч. 8, КЛ 35 кВ ТТ-3187 |
ТВ-35-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3187-72 Фазы: А; С |
A1802RAL-P4GB- DW-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная Реак тивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 для ИК №№ 4-12 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 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 утвержденного типа, 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 |
14 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном | |
для ИК №№ 4-12 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 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 | |
для ИК №№ 4-12 |
от 1 до 120 |
для остальных ИК |
от 5 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 в счетчике.
- журнал УСПД :
параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика 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).