Номер по Госреестру СИ: 38444-13
38444-13 Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО "ТГК-9" с Изменением № 1
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Настоящее описание типа системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ ПТЭЦ-9) является дополнением к описанию типа системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК -9», Сертификат об утверждении типа RU.E.34.005.A № 32470, регистрационный № 38444-08, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 56, 67 -77.
АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», регистрационный № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО указанное в таблице 1. ПК
Лист № 3 Всего листов 8 «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера ».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010). Метрологические характеристики (МХ) ПТК «ЭКОМ» учтены в метрологических характеристиках ИК системы, таблица 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер вер сии ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
ПТК Энергосфера, не ниже версии 6.4 |
pso_metr.dll |
Не ниже 1.1.1.1 |
cbeb6f6ca69318bed 976e08a2bb7814b |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии автоматизированную Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии автоматизированную Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» № 402.1.03.ЭТ ПФ.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1
ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 ГОСТ Р 52323-2005 |
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Трансформаторы тока. Общие технические условия». «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S». |
ГОСТ Р 52425-2005 |
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии». |
ГОСТ 34.601-90 |
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». |
ГОСТ 22261-94 |
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». |
ГОСТ Р 8.596-2002 |
«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения». |
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 38444-13 «Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30 сентября 2013 г.
Средства поверки измерительных компонентов:
-
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
-
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 и/или по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
-
- УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП». утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009г.
Лист № 7
Всего листов 8
Изготовитель
(в части дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 56, 67 -77)ОАО «Институт Теплоэлектропроект»
тел./факс (499) 465-45-00/265-33-15
Адрес: 105066, г. Москва, ул. Спартаковская, д. 2а, стр. 1.
ООО «НПФ «Телемеханик» тел./факс (343) 234-63-05, 234-63-02 Адрес: 620102, г. Екатеринбург, ул. Шаумяна, д. 83, оф. 403.
Заявитель
ОАО «ТГК-9»
Юридический адрес: 614990, г. Пермь, Комсомольский пр-т, 48
Телефон/факс: (342) 243-61-10
Лист № 8 Всего листов 8
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС ») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 решает следующие задачи:
-
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
-
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ПТЭЦ-9;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПТЭЦ-9;
-
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС ПТЭЦ-9 (коррекция времени).
АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 включает в себя следующие уровни:
-
1-й уровень - совокупность информационно-измерительных комплексов точек измерения, которые состоят из приборов учета - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и 0,5, 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реак-
Лист № 2 Всего листов 8 тивной электроэнергии указанных в таблице 2 (12 точки измерений), и соединяющие их измерительные цепи;
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ -3000, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Энергосфера», коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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. Вычисления проводятся без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе GPS-приемники, входящие в состав УСПД «ЭКОМ-3000» Главного Щит Управления (УСПД ГЩУ) и УСПД «ЭКОМ-3000» Парогазовой установки (УСПД ПГУ), таймер УСПД ГЩУ, таймер УСПД ПГУ, сервера БД и счетчиков. Время УСПД ГЩУ синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД ГЩУ осуществляет коррекцию времени сервера АИИС КУЭ и счетчиков. Сличение времени сервера АИИС КУЭ с временем УСПД ГЩУ осуществляется каждые 2 мин, корректировка времени сервера производится при расхождении времени сервера и УСПД ГЩУ ± 2 с. Сервер АИИС КУЭ осуществляет коррекцию времени УСПД ПГУ. Сличение времени УСПД ПГУ с временем сервера АИИС КУЭ осуществляется каждые 2 мин, корректировка времени УСПД ПГУ производится при расхождении времени УСПД ПГУ и сервером ± 2 с. Сличение времени счетчиков электроэнергии с временем УСПД ГЩУ осуществляется каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков производится при расхождении с временем УСПД ГЩУ ± 3 с, но не чаще 1 раз в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает ± 5 с.
Комплектность системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1 приведена в формуляре № 402.1.03.ЭТ ПФ.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки».
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 и их основные метрологические характеристики
Наименование объекта и номер точки измерений |
Состав 1-го и 2-го уровня |
Вид элек-троэнер-гии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПТЭЦ-9. Расширение с установкой ПГУ-165 (ГТ-надстройка) | ||||||||
56 |
ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 38 КП-2 Ф-2 |
ТПОЛ-10 1500/5 Кл.т. 0,5S |
НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±1,7 |
±2,7 ±4,3 | |
67 |
ПТЭЦ-9 ЗРУ- 110 кВ № 1 яч. № 7 ВКЛ- 110 ПТЭЦ-9- За-островка-3 |
ТВ-110-IX- 3 1000/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНГ-110 IV У1 110000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ-3000 |
Активная |
±0,5 |
±1,4 |
68 |
ПТЭЦ-9 ЗРУ- 110 кВ № 1 яч. № 15 Т-13 |
ТВ-110-IX- 3 750/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНГ-110 IV У1 110000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
Реактив- ная |
±1,2 |
±2,4 |
Лист № 4
Всего листов 8
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
5 |
7 |
8 |
9 |
69 |
ПТЭЦ-9 ЗРУ- 110 кВ № 2 яч. № 14 ВКЛ-110 ПТЭЦ-9- За- островка-4 |
ТВ-110-IX- 3 1000/5 Кл.т. 0,2S |
НКФ-110-57 110000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
О о о (Т) 1 о |
Активная Реактив-ная |
±0,8 |
±1,5 |
70 |
ПТЭЦ-9 ЗРУ- 110 кВ № 2 яч. № 13 Т-12 |
ТВ-110-IX- 3 1500/5 Кл.т. 0,2S |
НКФ-110-57 110000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
±1,7 |
±2,6 | ||
71 |
ПТЭЦ-9 Устр-во возбуждения ПГУ |
ТПЛ-20 400/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-15 15750/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная |
±1,1 |
±3,1 | |
72 |
ПТЭЦ-9 Т- 12-1 |
ТВ-35-V 1500/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.06-15 15750/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Реактивная |
±2,7 |
±5,3 | |
73 |
ПТЭЦ-9 ТГ- 12 |
ТШЛ-20-1 10000/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОЛ.06-15 15750/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активная Реактивная |
±0,5 ±1,2 |
±1,4 ±2,4 | |
74 |
ПТЭЦ-9 КРУ-6 кВ ПГУ Ввод на секцию 17 |
ТШЛ- СЭЩ-10 2000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ- СЭЩ-6 6000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
о о о (Т) 1 о | |||
75 |
ПТЭЦ-9 КРУ-6 кВ ПГУ Ввод на секцию 18 |
ТШЛ- СЭЩ-10 2000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ- СЭЩ-6 6000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная |
±1,1 |
±3,1 | |
76 |
ПТЭЦ-9 КРУ-6 кВ ПГУ Ввод на секцию 19 |
ТШЛ- СЭЩ-10 2000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ- СЭЩ-6 6000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Реактивная |
±2,7 |
±5,3 | |
77 |
ПТЭЦ-9 КРУ-6 кВ ПГУ Ввод на секцию 20 |
ТШЛ- СЭЩ-10 2000/5 Кл.т. 0,5S |
НАЛИ- СЭЩ-6 6000/^3/ 100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая).
Лист № 5 Всего листов 8
-
2. В качестве характеристик 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, cos j = 0,9 инд.;
-
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
-
4. Рабочие условия:
-
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) 1ном;
-
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 55 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.
-
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,02 1ном cos j = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.
-
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
- электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв - не более 168 ч;
-
- УСПД ЭКОМ 3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
-
- - ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99; среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
-
- Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД 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;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
-
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- сервера;
Лист № 6 Всего листов 8 - защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова нии:
-
- электросчетчик;
-
- УСПД;
-
- сервер. Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:
-
- измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);
-
- сбор результатов измерений - 1 раз в сутки (функция автоматизирована). Глубина хранения информации:
-
- электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
-
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
-
- сервер БД - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по всем точкам измерений не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).