| Номер в госреестре | 64159-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблоков ПГУ-247,5 ст. № 1, 2, 3 ОАО "Фортум" Ордена Ленина Челябинской ГРЭС (в части энергоблока БЛ-3) |
| Изготовитель | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблоков ПГУ-247,5 ст. № 1, 2, 3 ОАО «Фортум» Ордена Ленина Челябинской ГРЭС (в части энергоблока БЛ-3) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс, включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя локальное устройство сбора и передачи данных на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) ЭКОМ-3000, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, и специализированное программное обеспечение (ПО).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (сервер БД), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение (ПО), установленное в Центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии 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 организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;
- предоставление дистанционного доступа к результатам измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности;
- 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, сбор и хранение результатов измерений. Далее информация при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на ИВК.
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.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в программноаппаратный комплекс (ПАК) ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии мощности. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС), входящего в состав УСПД ЭКОМ-3000. Шкала времени УСПД синхронизирована с метками временем устройства синхронизации системного времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,2 с. Сличение шкалы времени УСПД со шкалой времени ИВК, выполняется ежечасно при сеансе связи УСПД - ИВК. Корректировка шкалы времени ИВК осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования шкалы времени УСПД и ИВК более чем на ±3 с. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой временем УСПД выполняется с периодичностью 3 минуты при сеансе связи УСПД со счетчиками. Корректировка шкалы времени осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования шкалы времени УСПД и счетчиков более чем на ±2 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика, УСПД, сервера.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «Энергосфера».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
в рабочих условиях эксплуатации
Таблица 2 - Состав пе
звого уровня ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УСПД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Г3-1 | ТВ-ЭК исп. М2 кл.т 0,2S Ктт = 10000/1 Госреестр № 56255-14 | ЗНОЛ-ЭК-15 кл.т 0,2 Ктн = (15000/V3)/(100/V3) Госреестр № 47583-11 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 |
| 2 | Г3-2 | ТВ-ЭК исп. М2 кл.т 0,2S Ктт = 8000/1 Госреестр № 56255-14 | EGG кл.т 0,2 Ктн = (11500/V3)/(100/V3) Госреестр № 52588-13 | Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 31857-11 | |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относи измерении активной электричес эксплуатации А | тельной погрешности ИК при кой энергии в рабочих условиях ИИС КУЭ (5), % | ||
| 55 %, | 520 %■, | 5100 %■, | |||
| I1(2)% £ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£Iизм<I100% | I100 %£Iизм£I120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| 11(2)% £ 1 изм< 1 5 % | I '-Л % 1Л нн и W 2 Л нн 2 о % ©х | I 2 0 % 1Л W 2 Л 1 0 о ''ч ©х | I100 %£Iизм£I120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±1,6 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 | |
| 0,7 | ±1,3 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 0,5 | ±1,1 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 8i(2)%p и 5i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98-Цном до 1,02-Цном;
- сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети от 0,9-Цном до 1,1 Ином,
- сила тока от 0,02 1ном до 1,2 1ном.
температура окружающей среды:
- для счетчиков от минус 40 до плюс 65 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на аналогичные утвержденного типа.
Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- для счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-09) - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;
- для сервера ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 160165 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков электрической энергии Тв < 72 часа;
- для УСПД Тв < 24 час;
- для сервера Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД и сервере ИВК;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД и сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -составляет 300 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 30 лет;
- УСПД ЭК0М-3000 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -составляет 60 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 10 лет;;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1. Трансформатор тока | ТВ-ЭК исп. М2 | 6 |
| 2. Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-ЭК-15 | 3 |
| 3. Трансформатор напряжения | EGG | 3 |
| 4. Счетчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 | 2 |
| 5. УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 |
| 6. ПО (комплект) | ПО «Энергосфера» | 1 |
| 7. Сервер ИВК | HP Proliant DL380p Gen8 | 1 |
| 8. Паспорт - формуляр | 55181848.422222.204/5 ФО | 1 |
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Идентификационные данные программного обеспечения сервера ИВК указаны в Паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.03 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблоков ПГУ-247,5 ст. № 1, 2, 3 ОАО «Фортум» Ордена Ленина Челябинской ГРЭС (в части энергоблока БЛ-3). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 1926/550-01.00229-2016 от 20.04.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблоков ПГУ-247,5 ст. № 1, 2, 3 ОАО «Фортум» Ордена Ленина Челябинской ГРЭС (в части энергоблока БЛ-3)
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
