Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Юго-Западная ТЭЦ" - ПС 110 кВ Юго-Западная-1
Номер в ГРСИ РФ: | 75477-19 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "Юго-Западная ТЭЦ", г.С.-Петербург |
75477-19: Описание типа СИ | Скачать | 100 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Юго-Западная ТЭЦ» - ПС 110 кВ Юго-Западная-1 (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и переданной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «Юго-Западная ТЭЦ», а также сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 75477-19 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Юго-Западная ТЭЦ" - ПС 110 кВ Юго-Западная-1 |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 005 |
Производитель / Заявитель
АО "Юго-Западная ТЭЦ", г.С.-Петербург
РОССИЯ
Поверка
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 | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
75477-19: Описание типа СИ | Скачать | 100 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Юго-Западная ТЭЦ» - ПС 110 кВ Юго-Западная-1 (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и переданной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «Юго-Западная ТЭЦ», а также сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки, 1 раз в месяц) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин, сутки, месяц);
- 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, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, электронных ключей, программных паролей);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация и коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2015, трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ТУ4228.011-29056091-05 и ТУ4228.011-29056091-11, в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя в качестве устройства сбора и передачи данных контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (далее - контроллер), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени на базе устройства синхронизации времени типа УСВ-2 (далее - УСВ-2), сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее -ПО) «Пирамида 2000».
Первичные 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 без учета коэффициента трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы контроллера, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллерам устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Сервер сбора данных обеспечивает сбор измерительной информации с контроллеров. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМ и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электрической энергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребления.
Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. Базовым устройством СОЕВ является устройство синхронизации времени типа УСВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTS(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС/GPS.
Сервер БД уровня ИВК, периодически, но не реже 1 раз в час, сравнивает свое время со временем УСВ-2, в случае расхождения, превышающие ± 1 с производит коррекцию в соответствии со временем УСВ-2. Коррекция часов контроллера осуществляется со стороны сервера АИИС КУЭ и проводится при расхождении часов контроллера и сервера АИИС КУЭ более чем на ± 0,5 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и контроллера более чем на ± 3 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерения не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответ-
ствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационные наименования модулей ПО |
CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование присоединения |
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Контроллер/ УССВ |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % | |||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1.7 |
КЛ 110 кВ Юго-Западная ТЭЦ - Жемчужная № 1 |
ELK-CT0 500/1 0,2S ГОСТ 7746-2015 Рег. № 76919-19 |
STE3/123 110000/V3/100/V3 0,2 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 33110-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 1 (10) А ином =3x57.7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной энергии - 0,5 ТУ4228.011-29056091-05 Рег. № 31857-06 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 / УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
Активная Реактивная |
± 0,8 ± 1,4 |
± 1,0 ± 1,9 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1.8 |
КЛ 110 кВ Юго-Западная ТЭЦ - Жемчужная № 2 |
ELK-CT0 500/1 0,2S ГОСТ 7746-2015 Рег. № 76919-19 |
EGK 170-3/VT2 110000/\3/100/\3В 0,2 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 41073-09 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 1 (10) А ином =3х57.7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной энергии - 0,5 ТУ4228.011-29056091-11 Рег. № 31857-11 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 / УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
Активная Реактивная |
± 0,8 ± 1,4 |
± 1,0 ± 1,9 |
П р и м е ч а н и я 1 Характеристики границ допускаемых относительных погрешностей ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном, coso = 0,8 инд. 4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, контроллеров, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 5 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Изменения вносят в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 6 Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к национальной шкале координированного времени UTC (SU) ± 5 с. |
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
2 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °С |
От 98 до 102 От 2 до 120 От 49,85 до 50,15 0,9 От +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - в месте расположения счетчиков, °С - в месте расположения УСПД, УССВ, сервера БД, °С |
От 90 до 110 От 2 до 120 От 0,5 инд. до 0,8 емк. От 49,9 до 50,1 От +5 до +30 От +5 до +30 От +15 до +25 |
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - счетчиков А1800 - трансформаторов тока ELK-CT0 - трансформаторов напряжения STE3/123, EGK 170-3/VT2 - сервера БД |
120000 219000 219000 100000 |
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.
Регистрация событий:
в журналах событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
журнал сетевого корректора:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на электросчетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервер БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ АО
«Юго-Западная ТЭЦ» - ПС 110 кВ Юго-Западная-1 типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформатор тока |
ELK-CT0 |
6 шт. |
Трансформатор напряжения |
STE3/123 |
3 шт. |
Трансформатор напряжения |
EGK 170-3/VT2 |
3 шт. |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа A18O2RALQ-P4GB-DW-4 |
2 шт. |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
2 шт. |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 экз. |
Паспорт-формуляр |
201-738-19.ПС |
1 экз. |
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений |
Сведения о методах измерений
приведены в документе 207-738-19.МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Юго-Западная ТЭЦ» - ПС 110 кВ Юго-Западная-1 с Изменением № 1», аттестованной ФГУП «ВНИИМ», аттестат об аккредитации № 1070/2203-(RA.RU.310494)-2019 от 30.04.2019 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения