Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТЭС Каменного ЛУ ОАО "ТНК-Нягань
Номер в ГРСИ РФ: | 55681-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва |
55681-13: Описание типа СИ | Скачать | 111.5 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 55681-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТЭС Каменного ЛУ ОАО "ТНК-Нягань |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1389 п. 26 от 28.11.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 55681-13 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
55681-13: Описание типа СИ | Скачать | 111.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТЭС Каменного ЛУ ОАО «ТНК-Нягань» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ состоит из трех уровней:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 для активной электроэнергии и 0,5 и по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) ШЛЮЗ E-422GSM (Госреестр № 36638-07), каналообразующая аппаратура;
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 посредством линий связи RS - 485 каждые 30 минут поступает в УСПД (Шлюз E-422GSM). Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
ИВК с периодичностью не реже чем один раз в сутки производится автоматизированный сбор результатов измерений с УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в
Всего листов 10 базу данных сервера БД. На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени в АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени РСТВ-01-01 (далее - УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется аппаратно - программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификаци онный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Сервер сбора данных |
Server_MZ4.dll |
1.0.1.1 |
f851b28a924da7cde6 a57eb2ba15af0c |
MD5 checksums generated by MD5summer |
Пульт диспетчера |
PD_MZ4.dll |
1.0.1.1 |
2b63c8c01bcd61c4f5 b15e097f1ada2f | |
АРМ Энергетика |
ASCUE_MZ4.dll |
1.0.1.1 |
cda718bc6d123b63a8 822ab86c2751ca |
• ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
• Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня системы и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2. Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК.
Номер ИК |
Наименование объекта учета |
Состав ИК |
Ктт •Ктн •Ксч |
Наименование измеряемой величины |
Вид энергии |
Метрологические характеристики | |||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
Основная относительная погрешность ИК, (±5) % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) % | |||||||
Gos ф = 0,87 sin ф = 0,5 |
сс« ф = 0,5 sin ф = 0,87 | ||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 | ||
г--н |
ПС «Каменная», ВЛ-35 кВ "ГТЭС - Каменная - 1" |
ТТ |
Кт=0,5 Ктт=1000/5 № 44359-10 |
А |
ТВЭ-35 УХЛ2 |
90-11 |
О о о о |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ |
активная реактивная |
±1,0 ±1,2 |
±2,9 ±4,5 |
B |
ТВЭ-35 УХЛ2 |
89-11 | |||||||||
C |
ТВЭ-35 УХЛ2 |
87-11 | |||||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-09 |
А B C |
НАМИ-35 УХЛ1 |
308 | |||||||
Счет чик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ- 4ТМ.03М |
0804122240 | ||||||||
ci |
ПС «Каменная», ВЛ-35 кВ "ГТЭС - Каменная - 2" |
ТТ |
Кт=0,5 Ктт=1000/5 № 44359-10 |
А |
ТВЭ-35 УХЛ2 |
80-11 |
о о о о |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ |
активная реактивная |
±1,0 ±1,2 |
±2,9 ±4,5 |
B |
ТВЭ-35 УХЛ2 |
79-11 | |||||||||
C |
ТВЭ-35 УХЛ2 |
82-11 | |||||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-09 |
А B C |
НАМИ-35 УХЛ1 |
24 | |||||||
Счет чик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ- 4ТМ.03М |
0804122467 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 | ||
СП |
ПС «Г енерация - 1», ВЛ 110 кВ «Генерация -Каменная - 1» |
ТТ |
Kt=0,2S Ктт=1000/5 № 49584-12 |
А |
ТФЗМ 110Б-ГУ |
17009 |
О о о о (N ci |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ |
активная реактивная |
±0,8 ±1,0 |
±1,2 ±1,9 |
B |
ТФЗМ 110Б-ГУ |
17013 | |||||||||
C |
ТФЗМ 110Б-ГУ |
17025 | |||||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=110000:^3/ 100:^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6874 | |||||||
B |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6866 | |||||||||
C |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6875 | |||||||||
Счет чик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ -4ТМ.03М |
0805120116 | ||||||||
Tf- |
ПС «Генерация - 1», ВЛ 110 кВ «Генерация -ДНС - 32 - 1» |
ТТ |
Кт=0,2Б Ктт=1000/5 № 49584-12 |
А |
ТФЗМ 110Б-ГУ |
17006 |
о о о о (N ci |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ |
активная реактивная |
±0,8 ±1,0 |
±1,2 ±1,9 |
B |
ТФЗМ 110Б-ГУ |
17026 | |||||||||
C |
ТФЗМ 110Б-ГУ |
17010 | |||||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=110000:^3/ 100:^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6874 | |||||||
B |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6866 | |||||||||
C |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6875 | |||||||||
Счет чик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ -4ТМ.03М |
0805122270 | ||||||||
ПС «Генерация - 1», ВЛ 110 кВ «Генерация -Каменная - 2» |
ТТ |
Кт=0,28 Ктт=1000/5 № 49584-12 |
А |
ТФЗМ 110Б-ГУ |
17015 |
о о о о ci ci |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ |
активная реактивная |
±0,8 ±1,0 |
±1,2 ±1,9 | |
B |
ТФЗМ 110Б-ГУ |
17016 | |||||||||
C |
ТФЗМ 110Б-ГУ |
17011 | |||||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=110000:^3/ 100:^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6773 | |||||||
B |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6771 | |||||||||
C |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6877 | |||||||||
Счет чик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ -4ТМ.03М |
0805120488 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 | ||
ПС «Генерация - 1», ВЛ 110 кВ «Генерация -ДНС - 32 - 2» |
ТТ |
Kt=0,2S Ктт=1000/5 № 49584-12 |
А |
ТФЗМ 110Б-1У |
17024 |
О о о о ci ci |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ |
активная реактивная |
±0,8 ±1,0 |
±1,2 ±1,9 | |
B |
ТФЗМ 110Б-1У |
17017 | |||||||||
C |
ТФЗМ 110Б-1У |
17019 | |||||||||
ТН |
Кт=0,5 Ктн=110000:^3/ 100:^3 № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6773 | |||||||
B |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6771 | |||||||||
C |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6877 | |||||||||
Счетч ик |
Кт=0,28/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ -4ТМ.03М |
0805122339 |
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе 10 приведены пределы погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (зтф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 30 °С ;
2. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)Uh; диапазон силы тока - (1,0 -
1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosф ^пф) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков: (23±2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 -0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до 40°С ;
- - относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- Шлюз E-422GSM - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
- РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
- сервер (параметры надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tв = 30 мин).
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- журнал УСПД:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
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:
— электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - не менее 10 лет;
— ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 45 суток;
— ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТЭС Каменного ЛУ ОАО «ТНК-Нягань».
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ:
Наименование (обозначение) изделия |
Кол. (шт.) |
Трансформаторы тока встроенные ТВЭ-35 |
6 |
Трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-ГУ |
12 |
Трансформаторы напряжения НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ- 4ТМ.03М |
6 |
Устройства для автоматизации измерений и учета энергоресурсов ШЛЮЗ E-422GSM |
2 |
УССВ РСТВ-01-01 |
1 |
Методика поверки |
1 |
Формуляр |
1 |
Инструкция по эксплуатации |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55681-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТЭС Каменного ЛУ ОАО «ТНК-Нягань». Методика поверки», согласованному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2004 г.;
- для устройства ШЛЮЗ E-422GSM - в соответствии с документом АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
- Радиосерверы точного времени □ РСТ-01-01 - в соответствии с документом «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в январе 2009 г.
Лист № 9
Всего листов 10
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «АИИС КУЭ ГТЭС Каменного ЛУ ОАО «ТНК-Нягань», ЦПА.424340-СК.МИ.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ГТЭС Каменного ЛУ ОАО «ТНК-Нягань»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.