Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО "ТГК-9" с Изменением №1
![ALL-Pribors default picture](https://all-pribors.ru/pics/large/default-device.png)
Номер в ГРСИ РФ: | 38444-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "НПФ "Телемеханик", г.Екатеринбург |
38444-13: Описание типа СИ | Скачать | 96.7 КБ |
![КтоПоверит](https://all-pribors.ru/images/logo-full-kp-site.png)
Для измерения количества 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 отпуску и потреблению электроэнергиидля Администратора торговой системы, Системного оператора и смежных участников оптового рынка электроэнергии. Область применения - измерение, контроль и учет электрической энергии и мощности с целью обеспечения проведения финансовых расчетов Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО "ТГК-9" на оптовом рынкеэлектроэнергии.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 38444-13 |
Наименование | Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО "ТГК-9" с Изменением №1 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Примечание | 28.10.2013 утвержден вместо 38444-08 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1223 п. 16 от 28.10.201309д2 от 11.08.08 п.43 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПФ "Телемеханик", г.ЕкатеринбургOAO "Институт Теплопроект", г. Москва
Россия
620146, ул.Шаумяна, 83, оф.403 Тел./факс: (343) 222-20-23, 243-35-98, 243-22-79 (620146, ул.Амундсена 50 - 140; 620014, ул.Воеводина, 6, к.601, тел. 211-24-44), Тел. (343) 234-63-05, 234-63-02
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 75-263-2007 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 4 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
38444-13: Описание типа СИ | Скачать | 96.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Настоящее описание типа системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ ПТЭЦ-9) является дополнением к описанию типа системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9», Сертификат об утверждении типа RU.E.34.005.A № 32470, регистрационный № 38444-08, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 56, 67 -77.
АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- 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 хранящихся в АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ПТЭЦ-9;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПТЭЦ-9;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС ПТЭЦ-9 (коррекция времени).
АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - совокупность информационно-измерительных комплексов точек измерения, которые состоят из приборов учета - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и 0,5, 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реак-
Лист № 2
Всего листов 8 тивной электроэнергии указанных в таблице 2 (12 точки измерений), и соединяющие их измерительные цепи;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ -3000, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Энергосфера», коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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. Вычисления проводятся без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе GPS-приемники, входящие в состав УСПД «ЭКОМ-3000» Главного Щит Управления (УСПД ГЩУ) и УСПД «ЭКОМ-3000» Парогазовой установки (УСПД ПГУ), таймер УСПД ГЩУ, таймер УСПД ПГУ, сервера БД и счетчиков. Время УСПД ГЩУ синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД ГЩУ осуществляет коррекцию времени сервера АИИС КУЭ и счетчиков. Сличение времени сервера АИИС КУЭ с временем УСПД ГЩУ осуществляется каждые 2 мин, корректировка времени сервера производится при расхождении времени сервера и УСПД ГЩУ ± 2 с. Сервер АИИС КУЭ осуществляет коррекцию времени УСПД ПГУ. Сличение времени УСПД ПГУ с временем сервера АИИС КУЭ осуществляется каждые 2 мин, корректировка времени УСПД ПГУ производится при расхождении времени УСПД ПГУ и сервером ± 2 с. Сличение времени счетчиков электроэнергии с временем УСПД ГЩУ осуществляется каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков производится при расхождении с временем УСПД ГЩУ ± 3 с, но не чаще 1 раз в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», регистрационный № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО указанное в таблице 1. ПК
Всего листов 8 «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».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010). Метрологические характеристики (МХ) ПТК «ЭКОМ» учтены в метрологических характеристиках ИК системы, таблица 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
ПТК Энергосфера, не ниже версии 6.4 |
pso_metr.dll |
Не ниже 1.1.1.1 |
cbeb6f6ca69318bed 976e08a2bb7814b |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 и их основные метрологические характеристики
Наименование объекта и номер точки измерений |
Состав 1-го и 2-го уровня |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПТЭЦ-9. Расширение с установкой ПГУ-165 (ГТ-надстройка) | ||||||||
56 |
ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 38 КП-2 Ф-2 |
ТПОЛ-10 1500/5 Кл.т. 0,5S |
НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ-3000 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±1,7 |
±2,7 ±4,3 |
67 |
ПТЭЦ-9 ЗРУ-110 кВ № 1 яч. № 7 ВКЛ-110 ПТЭЦ-9- За-островка-3 |
ТВ-110-IX-3 1000/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНГ-110 IV У1 110000/^3/ 100. \3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активная Реактивная |
±0,5 ±1,2 |
±1,4 ±2,4 | |
68 |
ПТЭЦ-9 ЗРУ-110 кВ № 1 яч. № 15 Т-13 |
ТВ-110-IX-3 750/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНГ-110 IV У1 110000/^3/ 100. \3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
5 |
7 |
8 |
9 |
69 |
ПТЭЦ-9 ЗРУ-110 кВ № 2 яч. № 14 ВКЛ-110 ПТЭЦ-9- За-островка-4 |
ТВ-110-IX-3 1000/5 Кл.т. 0,2S |
НКФ-110-57 110000/^3/ 10(0x3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ-3000 |
Активная Реактивная |
±0,8 |
±1,5 |
70 |
ПТЭЦ-9 ЗРУ-110 кВ № 2 яч. № 13 Т-12 |
ТВ-110-IX-3 1500/5 Кл.т. 0,2S |
НКФ-110-57 110000/^3/ 100/03 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
±1,7 |
±2,6 | ||
71 |
ПТЭЦ-9 Устр-во возбуждения ПГУ |
ТПЛ-20 400/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-15 15750/03/ 100/0'3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная |
±1,1 |
±3,1 | |
72 |
ПТЭЦ-9 Т-12-1 |
ТВ-35-V 1500/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-15 15750/03/ 100/0'3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Реактивная |
±2,7 |
±5,3 | |
73 |
ПТЭЦ-9 ТГ-12 |
ТШЛ-20-1 10000/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОЛ.06-15 15750/03/ 100/0'3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активная Реактивная |
±0,5 ±1,2 |
±1,4 ±2,4 | |
74 |
ПТЭЦ-9 КРУ6 кВ ПГУ Ввод на секцию 17 |
ТШЛ-СЭЩ-10 2000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ-СЭЩ-6 6()0()/о'3/ 100/03 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
ЭКОМ-3000 | |||
75 |
ПТЭЦ-9 КРУ6 кВ ПГУ Ввод на секцию 18 |
ТШЛ-СЭЩ-10 2000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ-СЭЩ-6 6()0()/о'3/ 100/03 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная |
±1,1 |
±3,1 | |
76 |
ПТЭЦ-9 КРУ6 кВ ПГУ Ввод на секцию 19 |
ТШЛ-СЭЩ-10 2000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ-СЭЩ-6 6()0()/о'3/ 100/03 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Реактивная |
±2,7 |
±5,3 | |
77 |
ПТЭЦ-9 КРУ6 кВ ПГУ Ввод на секцию 20 |
ТШЛ-СЭЩ-10 2000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ-СЭЩ-6 6()0()/о'3/ 100/03 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая).
Лист № 5
Всего листов 8
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, cosф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) 1ном;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 55 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,02 1ном cosф = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.
6. 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. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв - не более 168 ч;
- УСПД ЭКОМ 3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 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;
Лист № 6
Всего листов 8 - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова нии:
- электросчетчик;
- УСПД;
- сервер.
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:
- измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);
- сбор результатов измерений - 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер БД - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии
по всем точкам измерений не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии автоматизированную Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1.
Комплектность
Комплектность системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1 приведена в формуляре № 402.1.03.ЭТ ПФ.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 38444-13 «Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30 сентября 2013 г.
Средства поверки измерительных компонентов:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 и/или по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки «Счетчик электрической
энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП». утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009г.
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии автоматизированную Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» № 402.1.03.ЭТ ПФ.
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 ГОСТ Р 52323-2005 |
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Трансформаторы тока. Общие технические условия». «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S». |
ГОСТ Р 52425-2005 |
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии». |
ГОСТ 34.601-90 |
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». |
ГОСТ 22261-94 |
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». |
ГОСТ Р 8.596-2002 |
«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения». |
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)
![Default ALL-Pribors Device Photo](https://all-pribors.ru/pics/medium/default-device.png)