Номер по Госреестру СИ: 52953-13
52953-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО "ТГК-11"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО «ТГК-11» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО «ТГК-11», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
Прикладное программное обеспечение «Пирамида 2000» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Лист № 4 Всего листов 8
Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО
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 |
ПО «Пирамида 2000» |
программа автоматизирован-ного сбора |
SCPAuto.exe |
1.0.0.0 |
808D3D62 |
CRC32 |
программа синхронизации времени устройств и сервера |
TimeSyn-chro.exe |
1.0.0.0 |
A8E1E901 |
CRC32 | |
программа планировщик заданий (расчеты) |
Sheduler.exe |
2.0.0.0 |
27DC4514 |
CRC32 | |
Канальная программа для опроса УСПД СИКОН |
RecEx.exe |
1.0.0.0 |
D268CC66 |
CRC32 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АИИС КУЭ принтером.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений описан в методике измерений ИЭН 1959РД-12.01.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Лист № 8 Всего листов 8Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измеренийОсуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
ПоверкаОсуществляется в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО «ТГК-11» ИЭН 1959РД-12.01.МП Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 15.01.2013 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
-
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
-
- счетчики электрической энергии EPQS по документу «Счетчики многофункциональные электрической энергии ЕРQS. Методика поверки РМ-1039597-26:2002».
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Ивэлектроналадка». 153002, г. Иваново, ул. Калинина, д.5,e-mail: askue@ien.ru, тел/факс: (4932) 230-230.
Испытательный центр
: Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ», 424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, 3 тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
-
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
-
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
- 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 центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
-
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;
-
- 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;
-
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК) трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
Между уровнями ИИК и ИВКЭ с помощью интерфейса RS-485 организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных типа «Сикон С70» (№ 28822-05 в Государственном реестре средств измерений), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы. УСПД
Лист № 2 Всего листов 8 «Сикон С70» содержит в своём составе приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования
Между уровнями ИВКЭ и ИВК с помощью волоконно-оптической связи организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИВК в ИВКЭ.
-
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения («Пирамида 2000», производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии», (№21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (№41681-10 в Государственном реестре средств измерений), автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).
На уровне ИВК обеспечивается:
-
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
-
- автоматическое выполнение коррекции времени;
-
- сбор данных о состоянии средств измерений;
-
- контроль достоверности результатов измерений;
-
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
-
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
-
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
-
- ведение нормативно-справочной информации;
-
- ведение «Журналов событий»;
-
- формирование отчетных документов;
-
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
-
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
-
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
-
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
-
- диагностику работы технических средств и ПО;
-
- разграничение прав доступа к информации;
-
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
-
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
-
- показатели режимов электропотребления;
-
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
-
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
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
Лист № 3 Всего листов 8 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
-
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
-
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям
связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с показаниями часов сервера более чем на ±2 c.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на сервер.
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3. Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия |
Кол-во шт. |
Примечание |
Счетчик электрической энергии EPQS |
16 | |
Трансформатор тока ТВ |
21 | |
Трансформатор тока ТЛО-10 |
18 | |
Трансформатор тока ТЛП-10-1 |
6 | |
Трансформатор тока ТОЛ-35 |
3 | |
Трансформатор напряжения НАМИ-35 |
1 | |
Трансформатор напряжения 3НОМ-35-65 |
3 | |
Трансформатор напряжения НАМИ-10 |
3 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ |
3 | |
Трансформатор напряжения НОЛП-6 |
2 | |
Устройство синхронизации времени УСВ-2 |
1 | |
Контроллер Сикон С70 |
1 | |
Комплекс информационно-вычислительный ПО «Пирамида 2000» |
1 | |
Методика поверки ИЭН 1959РД-12.01.МП |
1 | |
Инструкция по эксплуатации ИЭН 1959РД-12.01.ИЭ |
1 | |
Паспорт ИЭН 1959РД-12.01.ПС |
1 |
Состав 1-го уровня и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при-
ведены в таблице 2.
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК |
Наименование присое-дине-ния |
Состав ИК 1-го уровня |
Вид электроэнергии |
Метроло характе И |
гические ристики К | ||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Основная по-грешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
ЛЭП 35 кВ 3525 |
ТВ; 600/5; к.т. 0,5; № Госреест-ра 46101-10 |
НАМИ-35; 35000/100, к.т. 0,5; № Госреестра 19813-09 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
2 |
ЛЭП 35 кВ 3526 |
ТВ; 600/5; к.т. 0,5; № Госреест-ра 46101-10 |
3НОМ-35-65; 35000/^3/100/^3, к.т. 0,5; № Госреестра 912-07 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
3 |
ЛЭП 35 кВ 3594 |
ТВ; 600/5; к.т. 0,5; № Госреест-ра 46101-10 |
НАМИ-35; 35000/100, к.т. 0,5; № Госреестра 19813-09 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
4 |
ЛЭП 35 кВ 3595 |
ТВ; 600/5; к.т. 0,5; № Госреест- ра 46101-10 |
3НОМ-35-65; 35000/^3/100/^3, к.т. 0,5; № Госреестра 912-07 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
5 |
ТГ-1 |
ТЛП-10-1; 2000/1; к.т. 0,2S; № Госреест-ра 30709-11 |
ЗНОЛ; 6000/^3/100/^3, к.т. 0,5; № Госреестра 46738-11 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,3 |
±2,8 ±3,5 |
6 |
ОРУ-35кВ Т1 |
ТВ; 600/5; к.т. 0,5; № Госреест- ра 46101-10 |
3НОМ-35-65; 35000/^3/100/^3, к.т. 0,5; № Госреестра 912-07 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
7 |
ОРУ-35кВ Т2 |
ТВ; 600/5; к.т. 0,5; № Госреест- ра 46101-10 |
НАМИ-35; 35000/100, к.т. 0,5; № Госреестра 19813-09 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
8 |
ОРУ-35кВ Т3 |
ТОЛ-35; 600/5; к.т. 0,5S; № Госреест-ра 21256-07 |
НАМИ-35; 35000/100, к.т. 0,5; № Госреестра 19813-09 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
9 |
МСМВ- 35 кВ |
ТВ; 600/5; к.т. 0,5; № Госреест- ра 46101-10 |
НАМИ-35; 35000/100, к.т. 0,5; № Госреестра 19813-09 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
10 |
РУ-6 кВ. Т1, яч.№1 |
ТЛО-10; 1500/5; к.т. 0,5S; № Госреест-ра 25433-11 |
НОЛП-6; 6000/^3/100/^3, к.т. 0,5; № Госреестра 49075-12 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
11 |
РУ-6 кВ. Т2, яч.№29 |
ТЛО-10; 1500/5; к.т. 0,5S; № Госреест-ра 25433-11 |
НОЛП-6; 6000/^3/100/^3, к.т. 0,5; № Госреестра 49075-12 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
12 |
ГРУ-6 кВ, яч.Т3 |
ТЛП-10-1; 2000/5; к.т. 0,2S; № Госреест- ра 30709-11 |
ЗНОЛ; 6000/^3/100/^3, к.т. 0,5; № Госреестра 46738-11 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,3 |
±2,8 ±3,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
13 |
ГРУ-6 кВ, яч.ТСН |
ТЛО-10; 300/5; к. т. 0,2S; № Госреест-ра 25433-11 |
ЗНОЛ; 6000/^3/100/^3, к.т. 0,5; № Госреестра 46738-11 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,3 |
±2,8 ±3,5 |
14 |
КРУ-6 кВ яч. №2 |
ТЛО-10; 1500/5; к.т. 0,5S; № Госреест-ра 25433-11 |
НАМИ-10; 6000/100, к.т. 0,5; № Госреестра 11094-87 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
15 |
КРУ-6 кВ яч. №24 |
ТЛО-10; 1500/5; к.т. 0,5S; № Госреест-ра 25433-11 |
НАМИ-10; 6000/100, к.т. 0,5; № Госреестра 11094-87 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
16 |
КРУ-6 кВ яч. №25 |
ТЛО-10; 150/5; к.т. 0,5S; № Госреест-ра 25433-11 |
НАМИ-10; 6000/100, к.т. 0,5; № Госреестра 11094-87 |
EPQS к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 25971-06 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,5 |
±5,6 ±5,2 |
Примечания:
-
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
-
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
-
3. Нормальные условия:
-
• параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosj = 0,9 инд.;
-
• температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
-
• относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
-
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);
-
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
-
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
-
• индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
-
4. Рабочие условия:
-
• параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном,
0,5 инд < cos j < 0,8 емк;
-
• температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
-
• относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха 30°С;
-
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);
-
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
-
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
-
• индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
-
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной энергии;
-
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Глубина хранения информации:
-
• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
-
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
-
7. Надежность применяемых в системе компонентов:
-
• счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
-
• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.