Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО "ТГК-6"
- ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:55783-13
- 02.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО "ТГК-6"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2013 |
Дата протокола | Приказ 1452 п. 19 от 09.12.2013 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (Зав. № 05475) (далее - УСПД);
3-ий уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав. № 460), устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 444), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в заинтересованные организации ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
Лист № 2
Всего листов 14
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).
Принцип действия.
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 по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется вычисление электроэнергии 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 УСПД устройствам.
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы. Передача осуществляется по основному (организован по интерфейсу RS-232) и резервному (Ethernet) каналам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующего собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с.
Сравнение показаний часов УСВ-1 и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит не реже чем один раз в час. Синхронизация часов УСВ-1 и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-1 и ИВК «ИКМ-Пирамида».
Шкала времени УСПД синхронизирована со шкалой времени ИВК «ИКМ-Пирамида». Сравнение показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от наличия расхождений.
Сличение шкалы времени счетчиков с УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка часов счетчика с часами УСПД осуществляется вне зависимости от наличия расхождений, но не чаще 1 раза в сутки.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в ИВК АИИС КУЭ
Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ПО «Пирамида 2000. Сервер» 20.02/2010/С-300 | Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b219065d63d a949114dae4 | MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c83f7b 0f6d4a132f | ||
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156a0fdc2 7e1ca480ac | ||
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb3ccea4 1b548d2c83 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b737261328cd7 7805bd1ba7 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e66494521f 63d00b0d9f | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | 3 | c391d64271acf4055bb2a4 d3fe1f8f48 | ||
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd321504 9af1fd979f | ||
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc23ecd81 4c4eb7ca09 | ||
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e2884f5b 356a1d1e75 |
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики средства измерения (СИ) - метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ - 2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ - 2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6» приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6»
№ ИК | Наименование ИК | Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов | Вид электроэнергии | |||
Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
1 | ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2-ЗТП с отпайкой на ПС ПДЗ | ТВ-110 Зав. № 3781 Зав. № 3782 Зав. № 3779 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5S | НАМИ-110 УХЛ1 Зав. № 8389 Зав. № 8388 Зав. № 8383 Коэфф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Зав. № 0108050112 Кл.т. 0,5S/1,0 | СИКОН С70 Зав. №06682 | Активная Реактивная |
2 | ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2-Новозападная с отпайками | ТВ-110 Зав. № 3778 Зав. № 3780 Зав. № 3783 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5S | НАМИ-110 УХЛ1 Зав. № 8389 Зав. № 8388 Зав. № 8383 Коэфф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Зав. № 0108050069 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
3 | ВЛ 110 кВ ТЭЦ-2-Южная | ТВ-110 Зав. № 41 Зав. № 42 Зав. № 43 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5S | НАМИ-110 УХЛ1 Зав. № 8382 Зав. № 8380 Зав. № 8376 Коэфф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Зав. № 0108050215 Кл.т. 0,5S/1,0 | СИКОН С70 Зав. № 06682 | Активная Реактивная |
4 | ВЛ 110 кВ ТЭЦ2 - Маяк с отпайкой на ПС Южная | ТВ-110 Зав. № 44 Зав. № 45 Зав. № 46 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5S | НАМИ-110 УХЛ1 Зав. № 8382 Зав. № 8380 Зав. № 8376 Коэфф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Зав. № 0108050078 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
5 | Генератор-1 ф.5 | ТПОФ Зав. № 105700 Зав. № 105692 Зав. № 105691 Коэфф. тр. 1500/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0803136214 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
6 | Генератор-2 ф.21 | ТПОЛ-10 Зав. № 2037 Зав. № 2826 Коэфф. тр. 1500/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0803136273 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
7 | Тр-р связи № 1 6 кВ пр./отд. | ТПШЛ-10 Зав. № 2377 Зав. № 2366 Коэфф. тр. 2000/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Зав. № 0804135694 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
8 | Тр-р связи № 2 6 кВ пр./отд. | ТПШЛ-10 Зав. № 790 Зав. № 3306 Коэфф. тр. 2000/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Зав. № 0108053195 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
9 | Собственные нужды ф. 3 | ТПФМ-10 Зав. № 17118 Зав. № 17117 Коэфф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307055102 Кл.т. 0,5S/1,0 | СИКОН С70 Зав. № 06682 | Активная Реактивная |
10 | Собственные нужды ф. 17 | ТПФМ-10 Зав. № 59131 Зав. № 14520 Коэфф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307057008 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
11 | Собственные нужды ф. 22 | ТПОЛ-10 Зав. № 16083 Зав. № 15677 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307053095 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
12 | Стеновые материалы + стройматериалы ф. 1 | ТПОФ Зав. № 154659 Зав. № 154655 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307052036 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
13 | Стройматериалы ф. 1Б | ТЛК10-5 Зав. № 06351 Зав. № 06376 Коэфф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307055181 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
14 | Пензмаш ф. 2 А и Б | ТПОЛ-10 Зав. № 37542 Зав. № 42408 Коэфф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307051199 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
15 | ЧП Суворов (Эра) ф. 6 А и Б | ТПОЛ-10 Зав. № 13944 Зав. № 5308 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307056188 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
16 | ПГЭС ф. 14 А и Б | ТПОЛ-10 Зав. № 5668 Зав. № 5311 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307051147 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
17 | Кондитерская фабрика ф. 8Б | ТПЛ-10 Зав. № 0484 Зав. № 0652 Коэфф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307052038 Кл.т. 0,5S/1,0 | СИКОН С70 Зав. № 06682 | Активная Реактивная |
18 | Кондитерская фабрика + Пен-задизельмаш ф. 8 | ТПОЛ-10 Зав. № 5437 Зав. № 5462 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307052050 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
19 | Стеновые материалы ф. 1а | ТЛП-10-5 Зав. № 25562 Зав. № 25563 Коэфф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Зав. № 0305073061 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
20 | ПГЭС ф. 7 А и Б | ТПОЛ-10 Зав. № 13914 Зав. № 5322 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М.01 Зав. № 0608110657 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
21 | Пензадизель-маш + ПБОЮЛ Киреев (Арком) ф. 16 | ТПОФ Зав. № 104080 Зав. № 103364 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307055125 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
22 | Пензадизель-маш ф. 12 А и Б | ТПОФ Зав. № 104125 Зав. № 103373 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Зав. № 2020 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307052002 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
23 | Кондитерская фабрика ф. 18А | ТПЛ-10 Зав. № 2681 Зав. № 2673 Коэфф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307051225 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
24 | Ж.Д. ф. 18Б | ТОЛ 10-I-2 Зав. № 22539 Зав. № 17992 Коэфф. тр. 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307051233 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
25 | Водоканал ф. 19 А и Б | ТПОФ Зав. № 138879 Зав. № 8679 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М.01 Зав. № 0608110580 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
26 | Трикотажная фабрика (Швейная фабрика) + Молвек ф. 20 | ТПОЛ-10 Зав. № 5410 Зав. № 5638 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М.01 Зав. № 0608110588 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
27 | Молвек ф. 20Б | ТЛП-10-2 Зав. № 25564 Зав. № 25565 Коэфф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Зав. № 0606121561 Кл.т. 0,5S/1,0 | СИКОН С70 Зав. № 06682 | Активная Реактивная |
28 | Пассажирские перевозки (Трол. Упр.) ф. 23 А и Б | ТПОФ Зав. № 138858 Зав. № 138857 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Зав. № 1017 Коэфф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307051221 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
29 | Тр-р связи № 1 110 кВ пр./ отд. | ТВ-110/50 Зав. № 3777/1 Зав. № 3777/3 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-110 УХЛ1 Зав. № 8389 Зав. № 8388 Зав. № 8383 Коэфф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307051136 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
30 | Тр-р связи №2 110 кВ пр./ отд. | ТВ-110/50 Зав. № 3789/1 Зав. № 3789/3 Коэфф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-110 УХЛ1 Зав. № 8382 Зав. № 8380 Зав. № 8376 Коэфф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 Зав. № 0307051232 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
31 | Билайн (Вымпелком) | Т-0,66 У3 Зав. № 77538 Зав. № 77577 Зав. № 00410 Коэфф. тр. 75/5 Кл.т. 0,5 | _ | ПСЧ-4ТМ.05.04 Зав. № 0307063236 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
32 | Пенза-GSM | Т-0,66 У3 Зав. № 77885 Коэфф. тр. 75/5 Кл.т. 0,5 | _ | ПСЧ-4ТМ.05.04 Зав. № 0307064184 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | |
33 | Пенза-GSM (резерв) | Т-0,66 У3 Зав. № 77571 Коэфф. тр. 75/5 Кл.т. 0,5 | _ | ПСЧ-4ТМ.05.04 Зав. № 0307065023 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
COSф | §1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 -%, I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % | |
1 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,5 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
0,9 | ±2,9 | ±2,0 | ±1,8 | ±1,8 | |
0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 | ±2,0 | |
0,7 | ±3,9 | ±2,4 | ±2,1 | ±2,1 | |
0,5 | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 | ±2,7 |
Номер ИК | Пред АИИС | елы допускаемой относительной погрешности ИК КУЭ (измерение активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) | |||
COSф | §1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | §5 , I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % | |
5 - 30 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
0,9 | - | ±2,3 | ±2,0 | ±1,8 | |
0,8 | - | ±3,2 | ±2,2 | ±2,0 | |
0,7 | - | ±3,8 | ±2,5 | ±2,1 | |
0,5 | - | ±5,6 | ±3,3 | ±2,7 | |
31 (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,6 | ±1,4 |
0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 | |
0,8 | - | ±3,1 | ±2,1 | ±1,8 | |
0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 | |
0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
32, 33 (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ±2,5 | ±2,0 | ±1,9 |
0,9 | - | ±3,1 | ±2,4 | ±2,3 | |
0,8 | - | ±3,5 | ±2,6 | ±2,4 | |
0,7 | - | ±4,0 | ±2,8 | ±2,5 | |
0,5 | - | ±5,7 | ±3,4 | ±2,8 | |
Номер ИК | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерение реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) | ||||
COSф | §1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | §5 %, I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % | |
1 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ±8,6 | ±4,8 | ±3,2 | ±3,1 |
0,8 | ±6,2 | ±3,6 | ±2,6 | ±2,5 | |
0,7 | ±5,3 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,3 | |
0,5 | ±4,3 | ±2,7 | ±2,1 | ±2,1 | |
5 — 7, 20; 25 - 27 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±7,1 | ±4,8 | ±4,2 |
0,8 | - | ±5,4 | ±4,1 | ±3,7 | |
0,7 | - | ±4,7 | ±3,8 | ±3,6 | |
0,5 | - | ±4,1 | ±3,6 | ±3,5 | |
8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±7,1 | ±4,0 | ±3,1 |
0,8 | - | ±5,1 | ±3,0 | ±2,5 | |
0,7 | - | ±4,3 | ±2,6 | ±2,3 | |
0,5 | - | ±3,4 | ±2,3 | ±2,1 | |
9 - 19, 21 - 24, 28 - 30 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±6,9 | ±4,4 | ±3,2 |
0,8 | - | ±4,9 | ±3,0 | ±2,5 | |
0,7 | - | ±4,1 | ±2,6 | ±2,3 | |
0,5 | - | ±3,2 | ±2,3 | ±2,1 | |
31 (ТТ 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±6,7 | ±4,1 | ±2,7 |
0,8 | - | ±4,8 | ±2,8 | ±2,3 | |
0,7 | - | ±4,0 | ±2,5 | ±2,1 | |
0,5 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±2,0 |
Номер ИК | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерение реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) | ||||
СО5ф | §1(2)%, I1(2)< I изм< I 5 % | 85 %, I5 %< I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %< I изм< I 100 % | §100 %, I100 %< I изм< I 120 % | |
32, 33 (ТТ 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±7,2 | ±3,9 | ±3,0 |
0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,6 | |
0,7 | - | ±4,4 | ±2,8 | ±2,5 | |
0,5 | - | ±3,6 | ±2,5 | ±2,4 |
Примечания:
1. Погрешность измерений Si(2)%P и 81(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%..
2. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
• сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 5 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИК №№ '1 - 4 и от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИК №№ 5 - 33.
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 55°С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;.
- для УСПД и сервера от плюс 15 до плюс 30°С.
6. Таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10°С до 25°С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 7 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 , ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М , ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов
• ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
• УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:
• для счетчиков Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для ИВК «ИКМ-Пирамида» Тв < 1 час;
• для УСВ-1 < 2 часа;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Наличие фиксации в журнале событий в УСПД следующих событий:
• - параметрирования;
• - пропадания напряжения;
• - коррекции времени в счетчике и УСПД;
• - пропадание и восстановление связи со счетчиком
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 |
1 Трансформатор тока | ТПОФ (Госреестр № 518-50) | 13 |
2 Трансформатор тока | ТПОЛ-10 (Госреестр № 1261-59) | 16 |
3 Трансформатор тока | ТПШЛ (Госреестр № 1423-60) | 4 |
4 Трансформатор тока | ТПФМ (Госреестр № 814-53) | 4 |
5 Трансформатор тока | ТЛК10-5 (Госреестр № 9143-01) | 2 |
6 Трансформатор тока | ТПЛ-10 (Госреестр № 1276-59) | 4 |
7 Трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2 (Госреестр № 7069-02) | 2 |
8 Трансформатор тока | ТЛП-10 (Госреестр № 30709-11) | 4 |
9 Трансформатор тока | Т-0,66 УЗ (Госреестр № 22656-07) | 5 |
10 Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 (Госреестр № 24218-08) | 6 |
11 Трансформатор напряжения | НТМИ-6 (Госреестр № 831-53) | 1 |
12 Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 (Госреестр № 16687-02) | 1 |
13 Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03.01 (Госреестр № 27524-04) | 5 |
14 Счётчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05 (Госреестр № 27779-04) | 17 |
15 Счётчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05.04 (Госреестр № 27779-04) | 4 |
16 Счётчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05М.01 (Госреестр № 36355-07) | 3 |
17 Счётчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05М.12 (Госреестр № 36355-07) | 1 |
18 Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М.01 (Госреестр № 36697-08) | 3 |
19 ПО | «Пирамида 2000» | 1 |
20 ИВК | ИВК «ИКМ-Пирамида» (Госреестр № 45270-10) | 1 |
21 Устройство синхронизации времени | УСВ-1 (Госреестр № 28716-05) | 1 |
22 УСПД | СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05) | 1 |
23 Методика поверки | МП 1535/550-2013 | 1 |
24 Паспорт - формуляр | ВЛСТ 891.00.000 ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1535/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Пензенской ТЭЦ - 2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в августе 2013 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2001;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.
- для счётчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" в 2007 г.;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 4 декабря 2007 г.
- для счётчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 20 ноября 2007 г.
- для УСПД СИКОН С70 - по документу « Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- для УСВ-1 - по документу «ВЛСТ 237.00.000 И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04).
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) Пензенской ТЭЦ-2 Пензенского филиала ОАО «ТГК-6» для розничного рынка электроэнергии» ВЛСТ 891.00.000 МИ. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 006-0001.31043-2012/2013 от 18.03.2013 года.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 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.
Лист № 14
Всего листов 14
7 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.