Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "ТГК-9" "Свердловский" Первоуральская ТЭЦ. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "ТГК-9" "Свердловский" Первоуральская ТЭЦ

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 01д2 от 18.03.10 п.186
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 39791
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Первоуральская ТЭЦ (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления и обработки информации о генерации, отпуске и потреблении электрической энергии и мощности за установленные интервалы времени, хранения и отображения полученной информации, формирования отчетов по генерации, отпуску и потреблению электроэнергии для Администратора торговой системы, Системного оператора и смежных участников оптового рынка электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений активной и реактивной электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 минут);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованиям повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача организациям-участникам оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ построена на базе комплекса программно-технического измерительного (ПТК) ЭКОМ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 19542-05.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - 14 измерительно-информационных комплексов точек измерения

электроэнергии (ИИК ТИ), предназначенных для измерения и учета электрической энергии и мощности и построенных на базе следующих средств измерений:

- измерительных трансформаторов тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2015;

- измерительных трансформаторов напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2015;

- многофункциональных счетчиков активной и реактивной электрической энергии (счетчики).

Второй уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в состав которого входят:

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000, оснащенное устройством синхронизации времени.

Третий уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который состоит из:

- технических средств для организации локальной вычислительной сети, разграничения прав доступа к информации, приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- компьютера в серверном исполнении (сервер баз данных) и автоматизированных рабочих мест (АРМ), оснащенных специализированными программными комплексами (ПК) «Энергосфера» из состава ПТК ЭКОМ.

Система обеспечения единого времени на базе GPS-приемника сигналов точного времени обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ.

Первый уровень АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках измерений. Измерительные трансформаторы тока и напряжения АИИС КУЭ преобразуют входные токи и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии. Счетчик электрической энергии с заданной периодичностью измеряет входные значения токов и напряжений и использует полученные значения для расчетов средней за период активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Полученные результаты интегрируются на получасовых интервалах и сохраняются во внутреннем формате в памяти счетчика с привязкой к текущему времени (профили нагрузки).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на вход УСПД, которое выполняет следующие функции:

- сбор измерительной и диагностической информации с ИИК ТИ;

- контроль достоверности измерительной информации;

- ведение журнала событий УСПД;

- предоставление доступа к собранной информации и журналу событий;

- периодическую синхронизацию времени в УСПД и в обслуживаемых УСПД счетчиках электроэнергии

Второй уровень АИИС КУЭ обеспечивает:

- диагностику работы технических средств;

- хранение данных о состоянии средств измерений;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.

Третий уровень АИИС КУЭ обеспечивает:

- автоматический сбор и хранение результатов измерений;

- обработку результатов измерений, в том числе умножение на коэффициенты трансформации используемых трансформаторов тока и напряжения;

- автоматическую диагностику состояния средств измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- формирование архива измеренных величин;

- формирование архива технической и диагностической информации;

- доступ к коммерческой информации;

- доступ к технологической и диагностической информации;

- формирование сальдо по электропотреблению;

- контроль за состоянием программно-технических средств АИИС КУЭ;

- подготовка отчета в XML-формате для передачи требуемых данных в АО «АТС» по электронной почте;

- заверение подготовленного отчета электронно-цифровой подписью и отправка его в АО «АТС» по электронной почте;

- доступ ИАСУ КУ АО «АТС» к информации АИИС КУЭ в рамках процедуры технического контроля.

СОЕВ АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое измерение времени и ведение календаря с помощью внутренних часов счетчиков ИИК ТИ, УСПД и сервера баз данных. Синхронизация системного времени с календарным обеспечивается с помощью встроенного в УСПД ЭКОМ-3000 устройства синхронизации времени, выполненного на основе GPS-приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется каждые 2 минуты, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи каждые 30 минут, корректировка времени счетчиков при расхождении ±3 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД ЭКОМ-3000 отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент непосредственно предшествующий корректировке.

К средству измерений данного типа относится система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Первоуральская ТЭЦ, заводской номер 01. Заводской номер нанесен в Разделе 2 Формуляра 103.1.02.ЭТ.ФО типографским способом.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 6.4

Цифровой идентификатор ПО

6c38ccdd09ca8f92d6f96ac33d157a0e

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав ИК

Номер ИИК ТИ

Номер ИК

Измеряемая энергия и мощность

Наименование объекта (электростанция, подстанция) наименование присоединения

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

1

активная отдача

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.14

Гр.Сборка 1, ГПП-4 6кВ

ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-04

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-04

HPE Proliant DL360 Gen10

2

реактивная прием

3

реактивная отдача

2

4

активная отдача

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.12

ПС-1-А 6кВ

ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-04

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

5

реактивная прием

6

реактивная отдача

3

7

активная отдача

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.4 ПС-3 6кВ

ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-04

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

8

реактивная отдача

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

11

активная отдача

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.16 ПС-19-1 6кВ

ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-04

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-04

HPE Proliant DL360 Gen10

12

реактивная отдача

6

13

активная отдача

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.24 ПС-19-2 6кВ

ТПОЛ 10 600/5 КТ 0,5S Рег. № 1261-04

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

14

реактивная отдача

7

15

активная прием

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.1

ТГ-1 6кВ

ТЛШ-10 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

16

реактивная прием

8

17

активная прием

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.23 ТГ-2 6кВ

ТЛШ-10 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

18

реактивная прием

9

19

активная прием

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.27 ТГ-3 6кВ

ТЛШ-10 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07

ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

20

реактивная прием

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

21

активная прием

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.11 ТГ-4 6кВ

ТЛШ-10 1000/5

КТ 0,5S Рег. № 11077-07

ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-04

HPE Proliant DL360 Gen10

22

реактивная прием

11

23

активная прием

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.30 ТГ-5 6кВ

ТЛШ-10 1000/5

КТ 0,5S Рег. № 11077-07

ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

24

реактивная прием

20

41

активная прием

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.20 Т-1 6кВ

ТЛШ-10 2000/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07

ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

42

активная отдача

43

реактивная прием

44

реактивная отдача

21

45

активная прием

ПТЭЦ ГРУ-6кВ яч.6 Т-2 6кВ

ТЛШ-10 2000/5 КТ 0,5S Рег. № 11077-07

ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

46

активная отдача

47

реактивная прием

48

реактивная отдача

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

22

49

активная прием

ПТЭЦ ВЛ-110кВ Хромпик-1

JKF 123/245 400/5 КТ 0,5S Рег. № 36507-07

НКФ-110-57ХЛ1 110000/V3/100/V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-05

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-04

HPE Proliant DL360 Gen10

50

активная отдача

51

реактивная прием

52

реактивная отдача

23

53

активная прием

ПТЭЦ ВЛ-110кВ Хромпик-2

JKF 123/245 400/5 КТ 0,5S Рег. № 36507-07

НКФ-110-57ХЛ1 110000/V3/100/V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-05

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

54

активная отдача

55

реактивная прием

56

реактивная отдача

Примечания:

1 Передаточное число счетчика 5000 имп/кВт^ч (имп/квар^ч).

2 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных выше. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется в соответствии с требованиями МИ 2999-2018.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных, %

±0,01

Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения энергии, %

±0,01

Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности, %

±0,01

Пределы допускаемой абсолютной погрешности отсчета текущего времени, с

±5

Доверительные границы относительной погрешности ИК при измерении электрической энергии и средней мощности, %, при доверительной вероятности 0,95:

- активной энергии и мощности

- реактивной энергии и мощности

±1,0

±1,1

Примечание - Представленное значение погрешности ИК получено расчетным путем на основании значений составляющих погрешности ИК в предположениях: токи и напряжения на входе счетчика ИК равны номинальным, условия эксплуатации - нормальные, фазовый угол между измеряемыми током и напряжением равен 0 или д/2 при измерении активной или реактивной энергии соответственно. В случае отклонения условий измерений от указанных, предел погрешности для каждого ИК может быть рассчитан согласно соотношениям, приведенным в методике поверки МП 25-26-2021.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

38

Условия эксплуатации АИИС КУЭ:

- температура окружающей среды для измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии и УСПД

в соответствии с эксплуатационной документацией

- температура окружающей среды для сервера баз данных

в соответствии с нормальными условиями по ГОСТ 22261-94

Продолжение таблицы 4

1

2

Электропитание оборудования АИИС КУЭ от стандартной сети переменного тока:

- напряжение, В

- частота, Гц

220

50

Потребляемая мощность:

- счетчик электрической энергии

согласно эксплуатационной документации

- УСПД

от 25 до 60 В^А

- сервер баз данных

согласно эксплуатационной документации

Показатели надежности компонентов АИИС КУЭ:

- средняя наработка до отказа, ч, для счетчиков типа:

- СЭТ-4ТМ.03

- СЭТ-4ТМ.03М

90000

165000

- средний срок службы, лет, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М

30

- время восстановления, ч, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М

2

- наработка на отказ УСПД, ч, не менее

75000

- средний срок службы УСПД, лет

30

Глубина хранения информации:

Счетчик электрической энергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

100

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных значениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу (функция автоматизирована), сут

100

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее

3

ИВК:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений

за весь срок эксплуатации системы

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

б) в журнале УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

б) 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.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной и эксплуатационной документацией на АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки МП 25-26-2021. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

27 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57ХЛ1

6 шт.

Продолжение таблицы 5

1

2

3

Трансформатор тока

ТПОЛ 10

10 шт.

Трансформатор тока

ТЛШ-10

14 шт.

Трансформатор тока

JKF 123/245

6 шт.

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

10 шт.

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

4 шт.

Устройство сбора и передачи данных с GPS-приемником сигналов точного времени

ЭКОМ-3000

1 шт.

Программный комплекс

«Энергосфера»

1 шт.

Формуляр

103.1.02.ЭТ.ФО

1 экз.

Инструкция по эксплуатации КТС

103.1.01.ЭТ.ИЭ

1 экз.

Методика поверки

МП 25-26-2021

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в Разделе 3.1 Формуляра 103.1.02.ЭТ.ФО.

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.

Развернуть полное описание