Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тобольской ТЭЦ филиала "Фортум" с Изменением № 1

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 35151-12
Производитель / заявитель: ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург

Для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Скачать

35151-12: Описание типа СИ Скачать 532.8 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 35151-12
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тобольской ТЭЦ филиала "Фортум" с Изменением № 1
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки / информация о поверке МП 35151-12
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Примечание Взамен № 35151-07
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ ВНИИМС
Адрес центра 119361, г.Москва, Озерная ул., 46
Руководитель центра Кононогов Сергей Алексеевич
Телефон (8*095) 437-55-77
Факс 437-56-66
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 45446
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола Приказ 78 от 08.02.12 п.62
Производитель / Заявитель

ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург

 Россия 

620062, пр.Ленина д.95, кв.16. Тел. (343) 376-28-20 Факс 376-28-30, (620102, ул.Волгоградская, 194а) www.prosoftsystems.ru, E-mail: info@prosoftsystems.ru


Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тобольской ТЭЦ филиала ОАО «Фортум» с Изменением № 1 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Тобольской ТЭЦ филиал ОАО «ТГК-10», Сертификат об утверждении типа Яи.Е.34.024.А № 28269, регистрационный № 35151-07 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 31, 32, 33, 34, 35, 36.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тобольской ТЭЦ филиала ОАО «Фортум» с Изменением №1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных

о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М классов точности 0,2S по

ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии, 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

2-й    уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроенным приемником синхронизации времени GPS и технические средства приема-передачи данных.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и алгоритмов расчёта потерь в элементах сети при установке приборов учёта не на границе сетей, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через основной или резервные каналы связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя GPS-приемник сигналов точного времени, установленный в УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от GPS-приемника. Сравнение времени GPS-приемника со временем УСПД происходит непрерывно. Погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение времени УСПД с временем сервера осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка времени сервера производится по достижении допустимого расхождения времени сервера и УСПД ±3 с. Сличение времени УСПД и счетчиков осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД на ±3 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тобольской ТЭЦ филиала ОАО «Фортум» используется программно-технический комплекс (ПТК) «ЭКОМ», Регистрационный № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ -влияния нет.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (Г

Ю)

Наиме

нование

про

грамм-

ного

обеспе

чения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

ГК

«Энерго

сфера»

Консоль администратора , AdCenter.exe

6.4.56.955

79fa0d977eb187de7ba26abf2a

b234e2

MD5

Редактор структуры объектов учёта и расчётных схем, AdmTool.exe

6.4.154.5584

c1030218fb8cdea44a86f04aa1

5d7279

MD5

Автоматический контроль системы, AlarmSvc.exe

6.4.40.460

ed9e4b2bfd0466b2d5a31352e4

237f33

MD5

Архив, archiv.exe

6.4.6.241

9ac43 cf5 deda3d4dda81180cd7 e9abea

MD5

Настройка параметров УСПД ЭКОМ, config.exe

6.4.89.1143

dd33bb86ae2531a0cebe14e62b

5d61c2

MD5

CRQonDB.exe

6.4.23.341

0b7acffa6ade86681240609fc3

6f9176

MD5

Автоматизированное рабочее место, ControlAge.exe

6.4.116.1437

3ebc4650db73557ab75ac8377

114db0f

MD5

Центр экспорта/импорта макетных данных, expimp.exe

6.4.103.2504

06c0826fd43b96af5649f74f0b

2acb5a

MD5

Импорт из Excel, dts.exe

6.4.34.248

91df2bfa5cd0848fcd0838bf85f

797d5

MD5

ECollect.exe

6.4.55.1102

d248e109e56ea13b3289a17d3

93e8aad

MD5

Ручной ввод, HandInput.exe

6.4.30.311

62652a7cf585c089025387228

4720b6d

MD5

Менеджер программ,

SmartRun.exe

6.4.54.639

7a26ad0b2175a0421e5 84af5bb 22ece3

MD5

Сервер опроса, Pso.exe

6.4.57.1683

a121f27f261ff8798132d82dcf7

61310

MD5

FullCheckProsoftDo

ngles.exe

6.4.6.57

8797a7a6540a3e64332b6aea10

f5184b

MD5

Анализатор 485, spy485.exe

6.4.9.222

3df8abaec3ee11dce4d6f9a8c24

66f09

MD5

1

2

3

4

5

ПК

«Энерго

Т оннелепрокладчик, TunnelEcom. exe

6.4.1.63

3027cf475f05007ff43c79c053

805399

MD5

сфера»

CapiCom.dll

2.1.0.2

9130cce19b5db3d2e31f9f7892

63fc4a

MD5

UnRAR.dll

3.93.100.73

0087f6f680befda997b357bd55

be991c

MD5

Ecom_Data.dll

6.4.154.5584

a6a5e600465b861d0310b76ffa 0c5b42

MD5

bsTechTree.dll

1.4.3.1

35199a397dd2e806502459a53

0606b8a

MD5

midas.dll

7.0.4.453

a82285dda6f4778e5504fdf463

f263e8

MD5

gdiplus.dll

5.2.6001.22319

4721ab485e0c29cd1617a5f296 b9cc47

MD5

Ecom_Losses.dll

6.4.154.5584

69ed37e4e80a17ed4363fadbfa

1bf43d

MD5

FrmGui.dll

6.4.116.1437

b66a998220c1b8d4f6583d0acc

1004e2

MD5

grddrv.dll

5.2.0.65

eb522782512d5d37d72e3cdde

76c545b

MD5

grdsrv.exe

5.1.1.5

84abd24cb77d7f0ee4079af4b2

9f6bec

MD5

Технические характеристики

_Таблица 2 - Состав измерительных каналов и метрологические характеристики ИК

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная по-грешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

31

ТШЛ-20-1 8000/5 Кл.т.0^ Зав. № 4 Зав. № 5 Зав. № 6

ЗН0Л.06-10У3 10500:^3/ 100: V3 Кл.т 0,5 Зав.№3849 Зав.№3833 Зав.№3881

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807090995

ЭК0М-3000 Зав. № 12051075

Актив

ная,

реак

тивная

±0,8

±1,7

±1,6

±2,9

32

JKQ 870C 8000/5 Кл.т.0^ Зав.№2010. 1723.01/3 Зав.№2010. 1723.01/2 Зав.№2010. 1723.01/1

TJC 6-G 10500:^3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Зав.№ 1VL T5210004296 Зав.№ 1VL T5210004297 Зав.№ 1VL T5210004298

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805090844

1

2

3

4

5

6

7

8

33

ВЛ-220 кВ Тоб.ТЭЦ «Иртыш цепь 1»

TAT 2000/5 Кл.т.0,2Б Зав. № 10061452 Зав. №

10061448 Зав. №

10061449

НАМИ-220 УХЛ1 220000:V3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Зав. № 1783 Зав. № 1784 Зав. № 1785

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807090903

34

ВЛ-220 кВ Тоб.ТЭЦ «Иртыш цепь 2»

TAT 2000/5 Кл.т.0,2Б Зав. №

10061450 Зав. №

10061451 Зав. №

10061447

НАМИ-220 УХЛ1 220000:V3/ 100: V3 Кл.т 0,5 Зав. № 1786 Зав. № 1787 Зав. № 1788

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803090213

35

Тоб.ТЭЦ «Полимер -1» ГРУ-10кВ, яч.6

ТПЛ-20 4000/5 Кл.т.0,2Б Зав. №132 Зав. №133 Зав. №134

НТМИ-10-

66У3 10000:^3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Зав №3576

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803090199

ЭКОМ 3000 Зав. № 12051075

Актив

ная,

реак

тивная

±0,8

±1,7

±1,7

±3,8

36

Тоб.ТЭЦ «Полимер-2» ГРУ-10кВ, яч.30

ТПЛ-20 4000/5 Кл.т.0,2Б Зав. №135 Зав. №136 Зав. №137

НТМИ-10-

66У3 10000:^3/100 : V3 Кл.т 0,5 Зав №3588

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807090735

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.Рабочие    условия:

-    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 до + 60 °С, для УСПД от минус 10 до + 50 °С и сервера от + 15 до + 35 °С;

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,01 Тном, cosj = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии (20 ± 5) °С (для ТИ 31-34) и от минус 15 до + 30 °С (для ТИ 35, 36);

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как неотъемлемая часть.

8.    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;

-    УСПД среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 24 ч;

-    ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99; среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания 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;

-    выключение и включение УСПД;

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, параметрирова-

нии:

-электросчетчика,

-    УСПД,

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений - 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора - 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

УСПД - хранение информации не менее 35 суток; хранение информации при отключении питания не менее 1 года;

сервер БД - хранение информации не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тобольской ТЭЦ филиала ОАО «Фортум» с Изменением №1.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ Тобольской ТЭЦ филиала ОАО «Фортум» с Изменением № 1 определяется проектной документацией на создание первоначальной и добавленной частей АИИС КУЭ, а также эксплуатационной документацией - руководство по эксплуатации системы и /или паспорт-формуляр, в который входит полный перечень технических средств, из которых комплектуются основные и добавленные измерительные каналы АИИС КУЭ.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

осуществляется по методике поверки МП 35151-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тобольской ТЭЦ филиала ОАО «Фортум» с Изменением №1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2011 году.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-    Счетчик Альфа А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» МП-2203-0042-2006;

-    УСПД «ЭКОМ-3000» - по методике поверки МП 26-262-99.

Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по методике поверки на АИИС КУЭ Тобольской ТЭЦ филиала ОАО «Фортум» с Изменением №1.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Тобольской ТЭЦ филиала ОАО «Фортум». Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тобольской ТЭЦ филиала ОАО «Фортум» с Изменением №1.

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 ГОСТ Р 52323-2005

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S».

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энер-

гии».

ГОСТ 22261-94    Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех

нические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения.

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления и обработки информации о генерации, отпуске и потреблении электрической энергии и мощности, хранения и отображения полученной информации, формирования отчетов по ге...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения параметров симметричных и коаксиальных кабелей связи, применяются в производстве для контроля качества выпускаемой кабельной продукции.
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления и обработки информации о генерации, отпуске и потреблении электрической энергии и мощности, хранения и отображения полученной информации, формирования отчетов по ге...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерений плотности потока энергии и напряженности электрического поля, применяются при проведении контроля уровней электромагнитного поля на соответствие требованиям норм по электромагнитной безопасности.