Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Затонской ТЭЦ. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Затонской ТЭЦ

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Затонской ТЭЦ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 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 - 4.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя основной и резервный серверы АИИС КУЭ, устройства синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (далее - УСВ-1), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. УСПД может функционировать в режиме передачи данных без сохранения данных в собственной базе данных. При этом считанные данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных на верхнем уровне.

На верхнем - третьем уровне системы, расположенном в центре сбора и обработки информации ООО «БГК», выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с сервера АИИС КУЭ настоящей системы.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-1, синхронизирующими собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляют не более 0,5 с. Основной и резервные серверы АИИС КУЭ периодически (1 раз в 1 час) сравнивают свое системное время с УСВ-1, корректировка часов серверов АИИС КУЭ осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами основного сервера АИИС КУЭ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется при наличии расхождения больше ±1 с. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и УСПД более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД, сервера АИИС КУЭ отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журнале событий сервера АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами 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

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 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 счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ

о,

ме

о

к

Наименование

Состав измерительного канала

Вид

точки измерений

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

электроэнергии

1

2

3

4

5

6

7

1

Затонская ТЭЦ ГТУ-1

ВСТ

9000/5 Кл. т. 0,2S

ЗНОЛ-ЭК-15

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

2

Затонская ТЭЦ ТГ-1

ВСТ

6000/5 Кл. т. 0,2S

ЗН0Л-ЭК-10

10500/V3:100/V3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

3

Затонская ТЭЦ ТГ-2

ВСТ

6000/5 Кл. т. 0,2S

ЗН0Л-ЭК-10

10500/V3:100/V3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

4

Затонская ТЭЦ ГТУ-2

ВСТ

9000/5 Кл. т. 0,2S

ЗНОЛ-ЭК-15

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

5

Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 1, В210

АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S

SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

6

Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 1, В211

АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S

SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

7

Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 2, В222

АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S

SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

8

Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 2, В220

АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S

SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

9

Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 3, В230

АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S

SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

10

Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 3, В231

АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S

SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

11

Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), РУСН-10 кВ, 5 СШ, яч. 2,

КЛ-10 кВ Падеевка - Затонская ТЭЦ - 1

ТОЛ-НТЗ-10

1000/5 Кл. т. 0,5S

НАЛИ-НТЗ-10 10500/100 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

12

Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), РУСН-10 кВ, 6 СШ, яч. 5,

КЛ-10 кВ Падеевка - Затонская ТЭЦ - 2

ТОЛ-НТЗ-10

1000/5 Кл. т. 0,5S

НАЛИ-НТЗ-10 10500/100 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

cos ф = 1

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

cos ф = 1

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

1-10

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

[^<^<1,21^

0,5

0,6

0,9

0,8

1,0

1,2

0,2[н1<[1<[н1

0,5

0,6

0,9

0,8

1,0

1,2

0,051н1<11<0,21н1

0,6

0,8

1,2

0,8

1,0

1,4

0,011н1<[1<0,051н1

1,0

1,3

2,0

1,2

1,5

2,2

11; 12

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

1н1<[1<1,21н1

0,7

1,1

1,9

0,9

1,3

2,0

0,21н1<[1<1н1

0,7

1,1

1,9

0,9

1,3

2,0

0,051н1<[1<0,21н1

0,9

1,5

2,7

1,1

1,6

2,8

0,011н1<[1<0,051н1

1,7

2,8

5,3

1,9

2,9

5,4

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы

относит

осно

погрей

измер

соответс

вероятное

(±5;

интервала ельной вной ности ений, твующие ти Р=0,95 >, %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1-10

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

1н1<[1<1,21н1

1,0

0,8

1,8

1,8

0,21н1<[1<1н1

1,0

0,8

1,8

1,8

0,051н1<[1<0,21н1

1,1

0,9

1,9

1,8

0,021н1<[1<0,051н1

2,0

1,5

2,5

2,2

11; 12

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5)

1н1<[1<1,21н1

1,6

1,1

2,3

1,9

0,21н1<[1<1н1

1,6

1,1

2,3

1,9

0,051н1<[1<0,21н1

2,3

1,4

2,7

2,1

0,021н1<[1<0,051н1

4,3

2,6

4,6

3,0

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,5; 0,8; 1 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

12

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 1 до 120

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 80 до 115

- ток, % от 1ном

от 1 до 120

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- коэффициент мощности cosj

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -30 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °С

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от -10 до +50

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

- СЭТ-4ТМ.03М

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- график средних мощностей за интервал 30 мин, суток

45

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания УСПД, 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.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД.

-    журнал ИВК:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и ИВК.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера (серверных шкафов);

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере (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 на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Затонской ТЭЦ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформаторы тока

BCT

58147-14

12

Трансформаторы тока

AMT 245/1

37101-14

18

Трансформаторы тока

ТОЛ-НТЗ-10

51679-12

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-ЭК-15

47583-11

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-ЭК-10

47583-11

6

Трансформаторы напряжения

SU 245/S

37115-14

15

Трансформаторы напряжения

НАЛИ-НТЗ-10

59814-15

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

12

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

2

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 002-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Затонской ТЭЦ. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» 07.03.2017 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»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;

-    УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 46656-11);

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

-    термогигрометр «Ива-6А-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до 98 %, дискретность 0,1 %;

-    миллитесламетр Ш1-15У: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 199,9 мТл. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Затонской ТЭЦ (АИИС КУЭ Затонской ТЭЦ), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Затонской ТЭЦ

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

Развернуть полное описание