Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии фидеров 5-1; 5-2; 29-1; 29-2 ГРУ-10 кВ Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"
| Номер в ГРСИ РФ: | 65787-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Фортум", г.Челябинск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии фидеров 5-1; 5-2; 29-1; 29-2 ГРУ-10 кВ Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Челябинской ТЭЦ-2, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для финансовых расчетов и оперативного управления потреблением электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65787-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии фидеров 5-1; 5-2; 29-1; 29-2 ГРУ-10 кВ Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Фортум", г.Челябинск
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 65787-16: Описание типа СИ | Скачать | 101.7 КБ | |
| 65787-16: Методика поверки | Скачать | 1.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии фидеров 5-1; 5-2; 29-1; 29-2 ГРУ-10 кВ Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Челябинской ТЭЦ-2, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для финансовых расчетов и оперативного управления потреблением электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передачу результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ТУ 4228-011-29056091-11 для реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (4 точки измерений), и соединяющие их измерительные цепи;
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327L, 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) «АльфаЦЕНТР», а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Формируются и передаются результаты измерений в XML-формате по электронной почте ОАО «АТС» и внешним организациям; электронный документ с результатами измерений подписывается электронной подписью на почтовом сервере в корпоративной вычислительной сети ОАО «Фортум» ответственным сотрудником исполнительного аппарата ОАО «Фортум».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени - устройство синхронизации системного времени УССВ-16HVS на базе GPS-приемника, входящий в состав ИВКЭ и подключенный к УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков.
Часы УСПД синхронизированы со временем УССВ-16HVS, коррекция времени происходит 1 раз в 30 минут допустимое рассогласование ±1 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД, осуществляется при каждом сеансе связи и корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется измерительно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) «АльфаЦЕНТР», а именно программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», регистрационный № 44595-10. ПО «АльфаЦЕНТР» имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из основных компонентов, указанных в таблице 1. ИВК «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - нет.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер и диспетчерское наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/ Сервер | |
|
6 |
ЧТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, ячейка 29, КЛ-10 кВ ф.29-1 «ЧТЭЦ-2 - ООО АК «Чурилово» |
ТОЛ-10 1000/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОЛП-10 10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 |
RTU 327L/HP ProLiant DL 380 G7, ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
7 |
ЧТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, ячейка 29, КЛ-10 кВ ф.29-2 «ЧТЭЦ-2 - АО «Тепличное хозяйство» |
ТОЛ-10 1000/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОЛП-10 10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 | |
|
10 |
ЧТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, ячейка 5, КЛ-10кВ ф.5-1 «ЧТЭЦ-2 - ООО АК "Чурилово» |
ТОЛ-10 1000/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОЛП-10 10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 | |
|
11 |
ЧТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, ячейка 5, КЛ-10 кВ ф.5-2 «ЧТЭЦ-2 - АО «Тепличное хозяйство» |
ТОЛ-10 1000/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОЛП-10 10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 |
Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 | |
П р и м е ч а н и я
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Челябинской ТЭЦ-2 порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера однотипных ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности, (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
|
1 - 4 |
Активная |
0,8 |
1,6 |
|
Реактивная |
1,7 |
3,1 | |
|
П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях в таблице 3 указана для тока 0,02 1ном, cos9 = 0,8 инд. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
4 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С |
от -20 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24* |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
160000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
200 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
3,5 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребления за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов, суток, не менее |
60 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Окончание таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
П р и м е ч а н и я * счетчики Альфа А1800 относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации изделиям, время восстановления учета электроэнергии зависит от наличия резервного счетчика на складе и времени его подключения. При наличии резервного счетчика время, необходимое на замену элемента (демонтаж, монтаж, параметризация) - 24 ч | |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-10 |
12 |
|
Счетчик электрической энергии |
Альфа А 1800 |
4 |
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
УСПД |
RTU-327L |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant |
1 |
|
Методика поверки |
«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии фидеров 5-1; 5-2; 291; 29-2 ГРУ-10 кВ Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум». Измерительные каналы. Методика поверки» |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 65787-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии фидеров 5-1; 5-2; 29-1; 29-2 ГРУ-10 кВ Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум». Измерительные каналы. Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2016 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП» утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RTU 327 - по методике поверки ДЯИМ.466215.007МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки»;
- прибор комбинированный «TESTO» рег. № 38735-08;
- радиочасы МИР РЧ-01 рег. №27008-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносят на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в формуляре ДЯИМ.422231.252.ПФ на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии фидеров 5-1; 5-2; 29-1; 29-2 ГРУ-10 кВ Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум».
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
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.
010.1/14-2014-АУЭ.ТЗ Техническое задание. Реконструкция АИИС КУЭ Челябинской ТЭЦ-2.
Смотрите также
