Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала "Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"
| Номер в ГРСИ РФ: | 69130-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энрима-Сервис", г.Пермь |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 69130-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала "Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энрима-Системс", г.Пермь
Поверка
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 69130-17: Описание типа СИ | Скачать | 112.3 КБ | |
| 69130-17: Методика поверки МП 206.1-203-2017 | Скачать | 941 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения, которая состоит из 3 измерительных каналов (ИК). АИИС КУЭ установлена на Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум», территориально расположенной возле п. Новогорный г. Озёрска Челябинской области.
ИК АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - комплексы измерительно-информационные (ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S в части активной электроэнергии, класса точности 0,5 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - комплекс информационно-вычислительный (ИВК), включает в себя сервер опроса и баз данных (БД), источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня силы тока и напряжения, 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 1 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 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Программный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ, установленный в серверной Аргаяшской ТЭЦ, по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос счетчиков электрической энергии. Передача информации со счетчиков осуществляется по линиям связи RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс Ethernet технологической ЛВС Аргаяшской ТЭЦ. Полученная информация записывается в память сервер опроса, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных с записью на жесткий диск сервера БД ИВК АИИС КУЭ, а также отображение информации по подключенным к серверу опроса устройствам.
При выходе из строя линий связи предусмотрен ручной сбор измерительной информации с оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с последующим переносом этой информации в базу данных сервера.
На 2-ом уровне системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с электроустановок Аргаяшской ТЭЦ, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, хранящихся в базе данных сервера ИВК, со стороны ПАК АО «АТС». Один раз в сутки на сервере ИВК АИИС КУЭ автоматически формируется файл отчета с результатами измерений в формате XML Передача коммерческой информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности осуществляется в ручном режиме в виде электронного документа XML форматов (80020, 80040, 80050, 51070) с подтверждением его подлинности электронной подписью ответственного сотрудника исполнительного аппарата ОАО «Фортум».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 54074-13). УССВ обеспечивает синхронизацию времени часов сервера, сличение ежесекундное, при превышении порога ±1 с происходит автоматическая коррекция часов сервера. Часы счетчика синхронизируются от часов сервера, сличение времени часов счетчика со временем часов сервера осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится автоматически при расхождении часов счетчика и сервера на величину более ±2 с.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программных обеспечений (ПО).
Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
ПО АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера» функционирует на нескольких уровнях:
- программное обеспечение инженерного пульта;
- программное обеспечение АРМ персонала, сервера ИВК АИИ КУЭ турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум».
ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
И дентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
8.0 и выше |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «высокий».
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование объекта учёт |
Состав измерительно-информационных комплексов |
Наименование измеряемой величины | ||||
|
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) |
Обозначение, тип |
Ктт •Ктн •Ксч | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
Аргаяшская ТЭЦ, ТГ-4 |
ТТ |
КТ = 0,2S Ктт = 5000/5 Рег. № 47957-11 |
А |
ТШЛ-10-1 УЗ |
О о о о |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | |
|
В |
ТШЛ-10-1 УЗ | ||||||
|
С |
ТШЛ-10-1 УЗ | ||||||
|
ТН |
КТ = 0,2 Ктн = 10500:43/100:43 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ.06.4-10 У3 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06.4-10 У3 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06.4-10 У3 | ||||||
|
Счётчик |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
|
гч |
Аргаяшская ТЭЦ, ТСН-4 |
ТТ |
КТ = 0,2S Ктт = 1500/5 Рег. № 37096-13 |
А |
ТВ-35-V О4 |
31500 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
|
В |
ТВ-35-V О4 | ||||||
|
С |
ТВ-35-V О4 | ||||||
|
ТН |
КТ = 0,2 Ктн = 10500:43/100:43 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ.06.4-10 У3 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06.4-10 У3 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06.4-10 У3 | ||||||
|
Счётчик |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
|
СП |
Аргаяшская ТЭЦ, Т-4 |
ТТ |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 Рег. № 52792-13 |
А |
ICTB-0,66 УХЛ1 |
О о о гч СП |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
|
В |
ICTB-0,66 УХЛ1 | ||||||
|
С |
ICTB-0,66 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
КТ = 0,2 Ктн = 110000:43/100:43 Рег. № 24218-08 |
А |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||
|
В |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
С |
НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
|
Счётчик |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
Примечания:
1 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения изготовлены по ГОСТ 1983-2001, счетчики изготовлены по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения активной электроэнергии и ИЛГШ.411152.145ТУ в режиме измерения реактивной электроэнергии;
2 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
М етрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), % | ||||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,866/ sin ф = 0,5 |
cos ф = 0,8/ sin ф = 0,6 |
cos ф = 0,5/ sin ф = 0,866 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,866/ sin ф = 0,5 |
cos ф = 0,8/ sin ф = 0,6 |
cos ф = 0,5/ sin ф = 0,866 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 - 3 |
0,01 Ihi < I1 < 0,02 1н1 |
1,0 |
- |
- |
- |
1,3 |
- |
- |
- |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
|
0,02 1н1 < I1 < 0,05 1н1 |
0,9 |
1,1 |
1,1 |
1,8 |
1,3 |
1,5 |
1,6 |
2,4 | |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
|
0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
1,3 |
1,1 |
1,3 |
1,4 |
2,0 | |
|
- |
1,6 |
1,4 |
0,9 |
- |
4,0 |
3,7 |
2,9 | ||
|
0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,7 |
1,1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,9 | |
|
- |
1,2 |
1,1 |
0,8 |
- |
3,9 |
3,6 |
2,8 | ||
|
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,6 |
0,9 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,8 | |
|
- |
1,1 |
1,0 |
0,8 |
- |
3,8 |
3,5 |
2,8 | ||
|
1н1 < I1 < 1,2 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,6 |
0,9 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,8 | |
|
- |
1,1 |
1,0 |
0,8 |
- |
3,8 |
3,5 |
2,8 | ||
Примечания:
1. Метрологические характеристики относительной погрешности ИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве метрологических характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
3 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном частота, % от £ном коэффициент мощности cos9/ sino (при инд. нагрузке) температура окружающего воздуха, °C: для счетчиков магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более: для счетчиков |
от 99 до 101 от 1 до 120 от 99,7 до 100,3 от 0,5 до 1/ 0,5 до 0,866 от +21 до +25 0, 05 |
|
Рабочие условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном частота, % от £ном коэффициент мощности cos9/ sin9 (при инд. нагрузке) температура окружающего воздуха, °C: для ТТ и ТН для счетчиков для УССВ магнитная индукция внешнего происхождения, мТл: для счетчиков |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 99,2 до 100,8 от 0,5 до 1/ 0,5 до 0,866 от -60 до +40 от -40 до +60 от -10 до +55 от 0,05 до 0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: среднее время наработки до отказа, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, не более ИВК: коэффициент готовности, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УССВ: среднее время наработки на отказ, ч среднее время восстановления, ч Оценка надежности АИИС КУЭ в целом: коэффициент готовности, не менее среднее время наработки до отказа, ч, не менее |
165000 72 0,99 1 74500 2 0,999 6439,15 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее ИВК: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 3,5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания счетчиков и сервера с помощью устройства АВР и источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью сети Интернет (электронная почта);
в журналах событий счетчика фиксируются факты (события) с привязкой ко времени и дате:
параметрирования;
пропадания напряжения на фазах;
перерывы электропитания;
коррекция времени;
в журналах событий ИВК фиксируются факты (события) с привязкой ко времени и дате:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчике;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШЛ-10-1 УЗ |
3 |
|
Трансформаторы тока встроенные |
ТВ-35-V О4 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ICTB-0,66 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛ.06.4-10 У3 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-203-2017 |
1 |
|
Формуляр |
3-2575-1-АТХ.ФО |
1 |
|
Руководство пользователя |
3-2575-1-АТХ.ИЭ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-203-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.07.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков электрической энергии - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- устройства синхронизации системного времени - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 27008-04;
- измеритель магнитного поля «ИМП-04», Рег. № 15527-02;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), Рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
