Номер по Госреестру СИ: 44353-10
44353-10 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "ТГК-9" "Свердловский" Качканарская ТЭЦ
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Качканарская ТЭЦ (далее АИИС КУЭ), установленная в филиале ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Качканарская ТЭЦ, 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.
Область применения АИИС КУЭ - измерение, контроль и учет электрической энергии и мощности с целью обеспечения проведения финансовых расчетов филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Качканарская ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии.
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "ТГК-9" "Свердловский" Качканарская ТЭЦ
Рисунок № 1
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Нормативные и технические документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии Качканарской ТЭЦ филиала ОАО «ТГК-9» (АИИС КУЭ КачТЭЦ) Техническое задание 116.1.01.ЭТ.ТЗ.
Поверка
Поверка АИИС КУЭ проводится по документу «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Качканарская ТЭЦ. Методика поверки МП 10-263-2010», утвержденному ФГУП «УНИИМ» в марте 2010 г.
Перечень основных средств поверки:
-
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216;
-
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217;
-
- средства поверки счетчиков СЭТ-4ТМ.03 по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1»;
-
- средства поверки УСПД ЭКОМ-3000 по документу «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс «ЭКОМ». Методика поверки МП 26-262-99»;
-
- переносный компьютер типа «NoteBook» с программным обеспечением «Конфигуратор СЭТ4.ТМ», оптическая считывающая головка;
-
- секундомер СОСпр, диапазоны 0-60 с, 0-60 мин, класс точности 2, ТУ 25-1894.003-90;
-
- навигационный приемник МНП-МЗ для приема и обработки сигналов спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС и GPS; пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ± 100 нс;
-
- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до 60 °C.
Межповерочный интервал - четыре года.
Изготовитель
ООО НПФ «Телемеханик»
Адрес: 620102, г. Екатеринбург, ул. Шаумяна, 83, оф.408
Телефон: (343) 234-63-05, 234-63-02
Директор
ООО НПФ «Телемеханик»
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Качканарская ТЭЦ
Внесена в Государственный реестр средств измерений Регистрационный
Изготовлена по технической документации ООО НПФ «Телемеханик», г. Екатеринбург, заводской номер 01.
НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Качканарская ТЭЦ (далее АИИС КУЭ), установленная в филиале ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Качканарская ТЭЦ, 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.
Область применения АИИС КУЭ - измерение, контроль и учет электрической энергии и мощности с целью обеспечения проведения финансовых расчетов филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Качканарская ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии.
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, номер по Госреестру 19542-05, и включает в себя следующие серийно выпускаемые средства измерений:
-
- трансформаторы тока типа: ТЛШ-10, номер по Госреестру 11077-07; ТШЛ 20-1, номер по Госреестру 21255-03; Т-0,66, номер по Госреестру 17551-06; ТОП-0,66, номер по Госреестру 15174-06; ТОЛ-10-1, номер по Госреестру 15128-07;
-трансформаторы напряжения измерительные типа: ЗНОЛ.06, номер по Госреестру 3344-04; НАМИ-10-95 УХЛ2, номер по Госреестру 20186-05; НАМИТ-10-1 УХЛ2, номер по Госреестру 16687-02;
-
- счетчики электрической энергии многофункциональные типа СЭТ-4ТМ.03, номер по Госреестру 27524-04;
-
- устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000, номер по Госреестру 17049-04.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - 9 измерительно-информационных комплекса 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;
-
- измерительных трансформаторов напряжения (TH) по ГОСТ 1983;
-
- счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03.
Второй уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в состав которого входят:
-
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
-
- УСПД ЭКОМ-ЗООО, 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 ОАО «АТС» по электронной почте;
-
- заверение подготовленного отчета электронно-цифровой подписью и отправка его в ОАО «АТС» по электронной почте;
-
- доступ ИАСУ КУ ОАО «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-ЗООО устройства синхронизации времени, выполненного на основе GPS-приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности отсчета текущего календарного времени УСПД на интервале одни сутки ± 1 секунда. 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 СЭТ-4ТМ.03 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-ЗООО отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Общее количество ИК в составе АИИС КУЭ - 24.
Перечень ИК АИИС КУЭ с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования объекта, наименования присоединения, типов и классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии, входящих в состав ИК, представлен в таблице 1.
Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения энергии
±0,01
%.
±0,01
%.
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности
±0,01
%.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности отсчета текущего времени
Доверительные границы относительной погрешности ИК при измерении электрической энергии и средней мощности при доверительной вероятности 0,95: активной энергии и мощности: -дляИК 1,3, 5, 6,9,10,39
-
- для ИК 29, 31, 33
-
- для ИК 35, 37
реактивной энергии и мощности:
-дляИК 2,4, 7, 8, И, 12,40
-
- для ИК 30, 32, 34
-для ИК 36,38
± 5 с.
±0,9 %;
±0,7 %;
±1,1
%;
±1,1
±0,9
±1,4
%; %; %.
Условия эксплуатации АИИС КУЭ:
-
- температура окружающей среды для измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии и УСПД в соответствии с эксплуатационной документацией (ЭД) на эти средства;
-
- температура окружающей среды для сервера баз данных в соответствии с нормальными условиями по ГОСТ 22261;
-
- напряжение электропитания - стандартная сеть переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 220 В;
-
- потребляемая мощность:
согласно ЭД;
25-60 ВА; согласно ЭД.
-
- счетчик электрической энергии
-УСПД
-
- сервер баз данных
Таблица 1 - Перечень ИК АЛИС КУЭ
№ иик ти |
№ ИК |
Измеряемая энергия и мощность |
Наименование объекта (электростанция, подстанция) наименование присоединения |
Типы (обозначение) средств измерений, входящих в состав ИК; номинальный первичный и вторичный ток/напряжение для трансформатора тока/напряжения (в виде дроби); класс точности; зав.номер | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
1 |
активная прием |
КачТЭЦ ГРУ-бкВ ТГ-1 6 кВ |
СЭТ-4ТМ.03, кл.т. 0,2S/0,5, Зав.№ 02054389 |
ТЛШ-10,4000/5, кл.т. 0,5S, Зав.№ ф.А 7023, ф.В 7024, ф. С 7022 |
ЗНОЛ.06, 6000:л/3/100:л/з, кл.т. 0,5, Зав.№ ф.А 8938, ф.В 8964, ф. С 8890 |
2 |
реактивная прием | |||||
2 |
3 |
активная прием |
КачТЭЦ ГРУ-бкВ ТГ-2 6 кВ |
СЭТ-4ТМ.03, кл.т. 0,2S/0,5, Зав.№ 02054446 |
ТЛШ-10, 4000/5, кл.т. 0,5 S, Зав.№ ф.А 6953, ф.В 6951, ф. С 6952 |
ЗНОЛ.06,6000:л/з/100:л/3, кл.т. 0,5, Зав.№ ф.А 8920, ф.В 9001, ф. С 8960 |
4 |
реактивная прием | |||||
3 |
5 |
активная прием |
КачТЭЦ ГРУ-бкВ ШП-1Л 6 кВ |
СЭТ-4ТМ.03, кл.т. 0,2S/0,5, Зав.№ 0111060041 |
ТШЛ 20-1, 6000/5, кл.т. 0,5S, Зав.№ ф.А 311, ф.С 314 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, 6000/100, кл.т. 0,5, Зав.№ 892 |
6 |
активная отдача | |||||
7 |
реактивная прием | |||||
8 |
реактивная отдача | |||||
4 |
9 |
активная прием |
КачТЭЦ ГРУ-бкВ ШП-2Л 6 кВ |
СЭТ-4ТМ.03, кл.т. 0,2S/0,5, Зав.№ 0111060021 |
ТШЛ 20-1, 6000/5, кл.т. 0,5S, Зав.№ф.А312, ф.С 313 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, 6000/100, кл.т. 0,5, Зав.№ 907 |
10 |
активная отдача | |||||
11 |
реактивная прием | |||||
12 |
реактивная отдача | |||||
13 |
29 |
активная отдача |
КачТЭЦ РУ-0,4кВ М/Х 0,4кВ НСВ/КНС:1 |
СЭТ-4ТМ.03, кл.т. 0,2S/0,5, Зав.№ 0105060147 |
ТОП-0,66, 400/5, кл.т. 0,5, Зав.№ ф.А 531, ф.В 602, ф.С 463 |
прямое включение |
30 |
реактивная отдача | |||||
14 |
31 |
активная отдача |
КачТЭЦ РУ-0,4кВ М/Х 0,4кВ НСВ/КНС:2 |
СЭТ-4ТМ.03, кл.т. 0,2S/0,5, Зав.№ 0103064106 |
Т-0,66, 400/5, кл.т. 0,5, Зав.№ ф.А 45335, ф.В 45388, ф.С 45586 |
прямое включение |
32 |
реактивная отдача | |||||
15 |
33 |
активная отдача |
КачТЭЦ РУ-0,4кВ М/Х 0,4кВ НДТ |
СЭТ-4ТМ.03, кл.т. 0,2S/0,5, Зав.№ 0106064038 |
ТОП- 0,66, 100/5, кл.т. 0,5, Зав.№ф.А 0068101, ф.В 0082287, ф.С 0099081 |
прямое включение |
34 |
реактивная отдача |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
16 |
35 |
активная отдача |
КачТЭЦ РУ-бкВ М/Х Ввод №1 ТП-434 6 кВ |
СЭТ-4ТМ.03, кл.т. 0,5S/l,0, Зав.№ 0111069223 |
ТОЛ-Ю-1, 50/5, кл.т. 0,5, Зав.№ ф.А 34472, ф. С 33797 |
НАМИТ-10-1 УХЛ2, 6000:>/3/100:л/3, кл.т. 0,5, Зав.№ 0061 |
36 |
реактивная отдача | |||||
37 |
активная прием | |||||
38 |
реактивная прием | |||||
17 |
39 |
активная отдача |
КачТЭЦ РУ-бкВ М/Х Ввод №2 ТП-434 6 кВ |
СЭТ-4ТМ.03, кл.т. 0,2S/0,5, Зав.№ 0110065234 |
ТОЛ-Ю-1, 30/5, кл.т. 0,5, Зав.№ ф.А 34187, ф. С 34186 |
НАМИТ-10-1 УХЛ2, 6000:^3/100:^3, кл.т. 0,5, Зав.№ 0084 |
40 |
реактивная отдача | |||||
1..17 |
УСПД ЭКОМ-ЗООО Зав.№ 08061372 | |||||
Примечание - 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 2999-2006. |
Показатели надежности компонентов АИИС КУЭ:
-
- средняя наработка на отказ счетчика электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 - 90 000 ч;
-
- средний срок службы счетчика электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 - 30 лет;
-
- средняя наработка на отказ УСПД не менее 75 000 ч.;
-
- срок службы УСПД не менее 30 лет.
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 события 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:
-
- электросчетчика;
-
- 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 У СПД;
-
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
-
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных значениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;
-
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.