|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО "ОГК-2" - Рязанская ГРЭС |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ОАО "Электроцентроналадка", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 422200.078 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС (в дальнейшем – АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
|
| Описание | АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначено для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на третий уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: ИВК-ИКМ «Пирамида» (основной и резервный); устройство хранения данных (сервер БД); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей; рабочие станции (АРМ). ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных 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 филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=U·I·cosφ) 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 направляется в устройство сбора и передачи данных. В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи.
АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК и имеет нормированную точность. Проверка времени в счетчиках выполняется УСПД автоматически, один раз в полчаса во время опроса, при обнаружении рассогласований времени УСПД и счетчика более чем на ± 2 с, автоматически производится коррекция времени счетчика, если в эти сутки его время еще не корректировалось. Коррекция времени счетчикам СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М производится один раз в сутки. Коррекция часов УСПД производится ИВК при рассогласовании времени УСПД и ИВК более чем на ± 2 с. Коррекция часов ИВК производится один раз в час установкой времени от УСВ-2 или ИВЧ-1.
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).
Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа Notebook с последующей передачей данных на АРМ.
В АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС 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.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные 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 |
Программное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер» (далее – ПО) 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 допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000. Сервер» и определяются классом применяемых электросчетчиков.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», 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 филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | | Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | MD5 | | Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | MD5 | | Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | MD5 | | Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | MD5 | | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | MD5 | | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | MD5 | | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | 3 | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 | | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | MD5 | | Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | MD5 | | Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | MD5 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 – Метрологические и технические характеристики
| Параметр | Значение | | 1 | 2 | | Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 | | Параметры питающей сети переменного тока:
Напряжение, В
частота, Гц | 220( 22
50 ( 0,4 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | | Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии, (С
- трансформаторов тока и напряжения, (С | от +5 до +35
от -30 до +35 | | Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25 - 100 | | Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 | | Первичные номинальные напряжения, кВ | 500; 220; 24; 20 | | Первичные номинальные токи, кА | 24; 12; 3; 1 | | Номинальное вторичное напряжение, В | 100 | | Номинальный вторичный ток, А | 1; 5 | | Количество точек учета, шт. | 18 | | Интервал задания границ тарифных зон, мин. | 30 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с | (5 | | Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, , %.
| № ИК | Состав ИИК | сos(/
sin( | 1(2)%I
I1(2) %≤I 5%I
I5 %≤I| 20%I
I20 %≤I≤I100 % | 100%I
I100 %≤I≤I120 % | | | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 1, 3, 4, 12 - 18 | ТТ класс точности 0,5
ТН класс точности 0,5 | Счетчик класс
точности 0,2S
(активная энергия)
Δt=18 ºC | 1 | Не нормируется | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | | 2 | ТТ класс точности 0,2S
ТН класс точности 0,2 | Счетчик класс
точности 0,2S
(активная энергия)
Δt=18 ºC | 1 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 | | 5, 6 | ТТ класс точности 0,2
ТН класс точности 0,5 | Счетчик класс
точности 0,2S
(активная энергия)
Δt=18 ºC | 1 | Не нормируется | ±1,2 | ±1,0 | ±0,9 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 7 - 11 | ТТ класс точности 0,2S
ТН класс точности 0,2 | Счетчик класс
точности 0,2S
(активная энергия)
Δt=18 ºC | 1 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (), 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):
,
где - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, %;
- пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;
К – масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
– внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
,
где - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах). |
| Комплектность | В комплект поставки входят:
- средства измерения, приведенные в таблице 4;
- устройства сбора и передачи данных и ИКМ Пирамида приведенные в таблице 5;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 (зав. № 2323), Госреестр № 41681-10;
- устройство синхронизации времени ИВЧ-1 (зав. № 0350628001)
- документация и ПО представлены в таблице 6.
Таблица 4 – Состав ИИК АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС
| Средство измерений | | № ИК | Наименование объекта учета (измерительного канала) | Вид СИ | Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 1 | ТГ-1 | ТТ | ТШЛ-20 (мод. ТШЛ-20-Б) Кл.т 0,5
12000/5
№ 2918, 2730, 2536
ГР № 1837-63 | | 2 | ТГ-2 | ТТ | BDG 072A1/2/3 Кл.т 0,2S
(мод. BDG 072A1)
12000/5
№№ 1VLT5114019637; 1VLT5114019636;
1VLT5114019635
ГР № 48214-11 | | 3 | ТГ-3 | ТТ | ТШЛ-20 (мод. ТШЛ-20-Б) Кл.т 0,5
12000/5
№ ТГ 3А, ТГ 3В, ТГ 3С
ГР № 1837-63 |
| Продолжение таблицы 4 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 4 | ТГ-4 | ТТ | ТШЛ-20 (мод. ТШЛ-20-Б) Кл.т 0,5
12000/5
№ 3388, 3458, 2785
ГР № 1837-63 | | 5 | ТГ-5 | ТТ | ТШВ-24 Кл.т 0,2
24000/5
№ 201, 212, 229
ГР № 6380-77 | | 6 | ТГ-6 | ТТ | ТШВ-24 Кл.т 0,2
24000/5
№ 20, 16, 25
ГР № 6380-77 | | 7 | ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС – Тамбовская | ТТ | ТФЗМ 500БКл.т 0,2S
3000/1
№№ 1357; 1383,
№№ 1361; 1356,
№№ 1339; 1382
ГР № 26546-08 | | 8 | ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС – Липецкая Западная | ТТ | ТФЗМ 500БКл.т 0,2S
3000/1
№№ 1358; 1347
№№ 1354; 1416
№№ 1370; 1415
ГР № 26546-08 | | 9 | ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС – Липецкая Восточная | ТТ | ТФЗМ 500БКл.т 0,2S
3000/1
№№ 1359; 1376
№№ 1355; 1381
№№ 1343; 1375
ГР № 26546-08 | | 10 | ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС – Михайловская Западная | ТТ | ТФЗМ 500БКл.т 0,2S
3000/1
№№ 1404; 1348
№№ 1394; 1369
№№ 1395; 1374
ГР № 26546-08 | | 11 | ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС – Михайловская Восточная | ТТ | ТФЗМ 500БКл.т 0,2S
3000/1
№№ 1396; 1384
№№ 1403; 1377
№№ 1401; 1362
ГР № 26546-08 | | 12 | ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС – Заречная | ТТ | ТВ-220 Кл.т 0,5
1000/1
ГР 2.1; ГР 2.2; ГР 2.3
ГР № 20644-03 | | 13 | ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС – Новомичуринская | ТТ | ТВ-220 Кл.т 0,5
1000/1
ГР 1.1; ГР 1.2; ГР 1.3
ГР № 20644-03 | | 14 | ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС – Павелецкая | ТТ | ТВ-220 Кл.т 0,5
1000/1
№ 1079, 1026, 1019
ГР № 20644-03 | | 15 | ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС – Парская № 1 | ТТ | ТВ-220 Кл.т 0,5
1000/1
№ 1650, 1656, 1648
ГР № 20644-03 | | 16 | ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС – Парская № 2 | ТТ | ТВ-220 Кл.т 0,5
1000/1
№ 1728, 1695, 438
ГР № 20644-03 | | 17 | ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС – Пущино | ТТ | ТВ-220 Кл.т 0,5
1000/1
№ 428, 225, 226
ГР № 20644-03 | | 18 | ОВ-220 кВ | ТТ | ТВ-220 Кл.т 0,5
1000/1
№ 1012, 1015, 1011
ГР № 20644-03 |
Таблица 5 - Перечень УСПД и ИКМ, входящего в состав АИИС КУЭ.
| Тип, № Госреестра | зав. № | Номер измерительного канала | | СИКОН С1, № в ГР 15236-03 | 1267 | 7-18 | | СИКОН С1, № в ГР 15236-03 | 1291 | 5,6 | | СИКОН С1, № в ГР 15236-03 | 1293 | 1-4 | | ИКМ-Пирамида в ГР 29484-05 (основной) | 416 | 1-18 | | ИКМ-Пирамида в ГР 29484-05 (резервный) | 417 | 1-18 |
Таблица 6 - Документация и ПО, поставляемые в комплекте с АИИС КУЭ.
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Количество, шт. | | Программный пакет «Пирамида 2000.Сервер». | 2(два) экземпляр | | Программный пакет «Пирамида 2000.АРМ». | 3(три) экземпляра | | Формуляр. НВЦП.422200.078.ФО | 1(один) экземпляр | | Методика поверки НВЦП.422200.078.МП | 1(один) экземпляр | | Инструкция по эксплуатации АИИС НВЦП.422200.059.ЭД.ИЭ; | 1(один) экземпляр | | Руководство пользователя АИИС НВЦП.422200.059.ЭД.И3 | 1(один) экземпляр |
|
| Поверка |
осуществляется по документу НВЦП.422200.078.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС. Методика поверки» , утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014г.
Перечень основных средств 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 многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2004 г.;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСПД типа «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМС в 2003г.
- средства поверки ИВК типа «ИКМ-Пирамида» в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005г.
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1 мкс, № Госреестра 27008-04.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС
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».
5. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
при осуществлении торговли и товарообменных операций.
|
| Заявитель |
ОАО «Электроцентроналадка», г. Москва
123995, г.Москва, Г-59, ГСП-5, Бережковская наб., д.16 корп. 2
|
| Испытательный центр |
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
|
