| Номер в госреестре | 57801-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Генерирующая компания" Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь |
| Изготовитель | ООО "Татарстан Автоматизация и Связь Энерго", г.Казань |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь (далее - АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746-2001, и трансформаторы напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии, изготовленные по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВ-КЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) или промконтроллер, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении, далее - сервер); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в базе данных УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=UT cos9) и полную мощность (S=U I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УСВ-2), подключенного к ИВК.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
ПО «Пирамида 2000. Сервер» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5; 0,5S; 1,0).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь, приведены в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО « | Пирамида 2000. Сервер» | ||||
| На- имено вание про грамм- ного обес- пече ния | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии про грамм- ного обеспе чения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Пи рамида 2000. Сер вер» | модуль, объединяющий драйвера счетчиков | BLD.dll | Версия 10 | 6121EDE76B7EA59C7F 213F648FF851BA | MD5 |
| драйвер работы с БД | dbd.dll | CEBADB743811C01353 7522AE72C1C5A0 | |||
| CfgDlgs.dll | 8F5303419E79B439B2F 01CA5259C5279 | ||||
| драйвер работы с макетами форматов 800х0 | DD800x0.dll | C7FA73DBD6B96E58A CD18E6E5011C3D4 | |||
| драйвер работы с макетами формата Пирамида | imppirdata.dll | 36E08D52B4E8DE398A 08B734AA84C6A6 | |||
| драйвер работы с СОЕВ | ITV.dll | A6949E58DCA1CF94D7 21FAD8ED33D81C | |||
| драйвера кэширования и опроса данных контроллеров и счетчиков СЭТ-4ТМ | cacheS1.dll | E21C5B5A0B4FF0DB33 E1EA7D367E858E | |||
| cacheS10.dll | 230E3874561D91414770 E4B641F17DCA | ||||
| sicon1.dll | 14BF4DABF87B904D9F AF44942B14B4F9 | ||||
B22DB830E55EA162BE
787D605E97CEEE
E7D4E80AC17999FD65
4E7005D470528C
CF876CEBB634D8A104
AACDC998AAF90A
7E09BD108C9D99A38C
15AAD6BC38D669
sicons102.dll
sicons50.dll
SET4TM02.dl
l
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Таблица 2- Метрологические и технические характеристики
| Параметр | значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220± 22 50 ± 1 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от -20 до +55 от -40 до +50 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 110 |
| Первичные номинальные токи, кА | 1 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 2 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, секунд в сутки | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 8э, %.
| № ИК | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 5 1(2)%I Ii(2) %<М5 % | 5 5%I I5 %<M20 % | 5 20%I I20 %<I<I100 % | 5 100%I I100 %<M120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1,2 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=43 °C | 1 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,8 (инд.) | ±1,7 | ±1,4 | ±1,3 | ±1,3 | ||
| 0,5 (инд.) | ±2,3 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 | ||
| 0,8 (0,60) | ±3,3 | ±3,0 | ±2,8 | ±2,8 | ||
| 0,5 (0,87) | ±2,4 | ±2,2 | ±2,0 | ±2,0 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (8 р ), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
f KKe -100% л2 1000PT
ср
»2 э +
8 = ±,
р 1
где
8 - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, %;
8э - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ke - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт»ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
8 = ——--100%, где
ркорр■ 3600Тср
—t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплект поставки приведен в таблицах 4, 5 и 6.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь_
| Канал учета | Средство измерений | |||
| № ИК | Код точки измерения | Наименование объекта учета (измерительного канала) | Вид СИ | Обозначение, тип, метрологические характеристики, № Госреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь | УСПД | СИКОН С1 Госреестр № 15236-03 | ||
| 1 | 163070003107901 | ОВ-1-110 кВ | ТН1 трансформатор напряжения 1 секции | 3НОГ-110 Коэфф.тр. 110000/100 КТ 0,2 Госреестр № 23894-07 |
| ТН2 трансформатор напряжения 2 секции | 3НОГ-110 Коэфф.тр. 110000/100 КТ 0,2 Госреестр №23894-07 | |||
| ТТ трансформатор тока | ТВГ-110 Коэфф.тр. 1000/5 КТ 0,2S Госреестр № 22440-07 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч Госреестр № 36697-08 | |||
| 2 | 163070003107902 | ОВ-2-110 кВ | ТН1 трансформатор напряжения 1 секции | 3НОГ-110 Коэфф.тр. 110000/100 КТ 0,2 Госреестр № 23894-07 |
| ТН2 трансформатор напряжения 2 секции | 3НОГ-110 Коэфф.тр. 110000/100 КТ 0,2 Госреестр № 23894-07 | |||
| ТТ трансформатор тока | ТВГ-УЭТМ® -110 Коэфф.тр. 1000/5 КТ 0,2S Госреестр № 22440-02 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Хном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч Госреестр № 36697-08 | |||
Таблица 5
| Наименование средств измерений | Количество приборов в АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь | Номер в Госреестре средств измерений |
| Устройство синхронизации времени УСВ-2 | 1 единица | № 41681-10 |
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь |
| Устройство бесперебойного питания для «СИКОН С1» | |
| Программный пакет «Пирамида 2000». Версия 10 | 1 единица |
| Программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ | 1 единица |
| Формуляр (АИИСГК13.01.03.2014 ФО) | 1 экземпляр |
| Методика поверки (АИИСГК 13.01.03.2014 МП) | 1 экземпляр |
| Эксплуатационная документация (АИ-ИСГК 13.01.03.2014 ЭД) | 1 экземпляр |
осуществляется по документу АИИСГК13.01.03.2014 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИ-ИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «ЦМС Татарстан» в июне 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.02 по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИ-ИФТРИ в 2004г.
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С1. Методика поверки» ВЛСТ 166.00.000 И1, утвержденной в 2003 г.;
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS).
Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь. Методика измерений» АИ-ИСГК 13.01.03.2014 МИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к «Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 Третья очередь
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
