| Номер в госреестре | 69130-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала "Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум" |
| Изготовитель | ООО "Энрима-Системс", г.Пермь |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения, которая состоит из 3 измерительных каналов (ИК). АИИС КУЭ установлена на Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум», территориально расположенной возле п. Новогорный г. Озёрска Челябинской области.
ИК АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - комплексы измерительно-информационные (ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S в части активной электроэнергии, класса точности 0,5 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - комплекс информационно-вычислительный (ИВК), включает в себя сервер опроса и баз данных (БД), источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня силы тока и напряжения, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика 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 1 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Программный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ, установленный в серверной Аргаяшской ТЭЦ, по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос счетчиков электрической энергии. Передача информации со счетчиков осуществляется по линиям связи RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс Ethernet технологической ЛВС Аргаяшской ТЭЦ. Полученная информация записывается в память сервер опроса, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных с записью на жесткий диск сервера БД ИВК АИИС КУЭ, а также отображение информации по подключенным к серверу опроса устройствам.
При выходе из строя линий связи предусмотрен ручной сбор измерительной информации с оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с последующим переносом этой информации в базу данных сервера.
На 2-ом уровне системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с электроустановок Аргаяшской ТЭЦ, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, хранящихся в базе данных сервера ИВК, со стороны ПАК АО «АТС». Один раз в сутки на сервере ИВК АИИС КУЭ автоматически формируется файл отчета с результатами измерений в формате XML Передача коммерческой информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности осуществляется в ручном режиме в виде электронного документа XML форматов (80020, 80040, 80050, 51070) с подтверждением его подлинности электронной подписью ответственного сотрудника исполнительного аппарата ОАО «Фортум».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 54074-13). УССВ обеспечивает синхронизацию времени часов сервера, сличение ежесекундное, при превышении порога ±1 с происходит автоматическая коррекция часов сервера. Часы счетчика синхронизируются от часов сервера, сличение времени часов счетчика со временем часов сервера осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится автоматически при расхождении часов счетчика и сервера на величину более ±2 с.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программных обеспечений (ПО).
Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
ПО АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера» функционирует на нескольких уровнях:
- программное обеспечение инженерного пульта;
- программное обеспечение АРМ персонала, сервера ИВК АИИ КУЭ турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум».
ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 8.0 и выше |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «высокий».
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта учёт | Состав измерительно-информационных комплексов | Наименование измеряемой величины | ||||
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) | Обозначение, тип | ч с « н н i | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||
| - | Аргаяшская ТЭЦ, ТГ-4 | н н | КТ = 0,2S Ктт = 5000/5 Рег. № 47957-11 | А | ТШЛ-10-1 УЗ | 105000 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| В | ТШЛ-10-1 УЗ | ||||||
| С | ТШЛ-10-1 УЗ | ||||||
| КТ = 0,2 Ктн = 10500:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | А | ЗНОЛ.06.4-10 У3 | |||||
| В | ЗНОЛ.06.4-10 У3 | ||||||
| С | ЗНОЛ.06.4-10 У3 | ||||||
| Счётчик | КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||||
| (N | Аргаяшская ТЭЦ, ТСН-4 | Н н | КТ = 0,2S Ктт = 1500/5 Рег. № 37096-13 | А | ТВ-35-V О4 | 31500 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| В | ТВ-35-V О4 | ||||||
| С | ТВ-35-V О4 | ||||||
| КТ = 0,2 Ктн = 10500:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | А | ЗНОЛ.06.4-10 У3 | |||||
| В | ЗНОЛ.06.4-10 У3 | ||||||
| С | ЗНОЛ.06.4-10 У3 | ||||||
| Счётчик | КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||||
| ГО | Аргаяшская ТЭЦ, Т-4 | Н н | КТ = 0,2S Ктт = 600/5 Рег. № 52792-13 | А | ICTB-0,66 УХЛ1 | 132000 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| В | ICTB-0,66 УХЛ1 | ||||||
| С | ICTB-0,66 УХЛ1 | ||||||
| КТ = 0,2 Ктн = 110000: V3/100:V3 Рег. № 24218-08 | А | НАМИ-110 УХЛ1 | |||||
| В | НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
| С | НАМИ-110 УХЛ1 | ||||||
| Счётчик | КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||||
Примечания:
1 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения изготовлены по ГОСТ 1983-2001, счетчики изготовлены по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения активной электроэнергии и ИЛГШ.411152.145ТУ в режиме измерения реактивной электроэнергии;
2 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Метрологические характеристики ИК | |||||||||
| Основная относительная погрешность ИК, (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % | ||||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | о, II &■ in О О | cos ф = 0,866/ sin ф = 0,5 | cos ф = 0,8/ sin ф = 0,6 | cos ф = 0,5/ sin ф = 0,866 | ,0 и &■ s o c | cos ф = 0,866/ sin ф = 0,5 | cos ф = 0,8/ sin ф = 0,6 | cos ф = 0,5/ sin ф = 0,866 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 0,01 Ь! < I1 < 0,02 I.1 | 1,0 | - | - | - | 1,3 | - | - | - | |
| - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| 0,02 1н1 < I1 < 0,05 1н1 | 0,9 | 1,1 | 1,1 | 1,8 | 1,3 | 1,5 | 1,6 | 2,4 | |
| - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| 0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 1,3 | 1,1 | 1,3 | 1,4 | 2,0 | |
| 1 - 3 | - | 1,6 | 1,4 | 0,9 | - | 4,0 | 3,7 | 2,9 | |
| 0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 1,1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,9 | |
| - | 1,2 | 1,1 | 0,8 | - | 3,9 | 3,6 | 2,8 | ||
| н1 I < II VI н1 I ,2 0, | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,8 | |
| - | 1,1 | 1,0 | 0,8 | - | 3,8 | 3,5 | 2,8 | ||
| 1н1 < I1 < 1,2 !н1 | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,8 | |
| - | 1,1 | 1,0 | 0,8 | - | 3,8 | 3,5 | 2,8 | ||
Примечания:
1. Метрологические характеристики относительной погрешности ИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве метрологических характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с учетом ПО.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 3 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| сила тока, % от 1ном | от 1 до 120 |
| частота, % от Гном | от 99,7 до 100,3 |
| коэффициент мощности cosj/ sinj (при инд. нагрузке) | от 0,5 до 1/ 0,5 до 0,866 |
| температура окружающего воздуха, °C: | |
| для счетчиков | от +21 до +25 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более: | |
| для счетчиков | 0, 05 |
| Рабочие условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| сила тока, % от 1ном | от 1 до 120 |
| частота, % от Гном | от 99,2 до 100,8 |
| коэффициент мощности cosj/ sinj (при инд. нагрузке) | от 0,5 до 1/ 0,5 до 0,866 |
| температура окружающего воздуха, °C: | |
| для ТТ и ТН | от -60 до +40 |
| для счетчиков | от -40 до +60 |
| для УССВ | от -10 до +55 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл: | |
| для счетчиков | от 0,05 до 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| среднее время наработки до отказа, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| ИВК: | |
| коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УССВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч | 74500 |
| среднее время восстановления, ч | 2 |
| Оценка надежности АИИС КУЭ в целом: | |
| коэффициент готовности, не менее | 0,999 |
| среднее время наработки до отказа, ч, не менее | 6439,15 |
| Г лубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания счетчиков и сервера с помощью устройства АВР и источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью сети Интернет (электронная почта);
в журналах событий счетчика фиксируются факты (события) с привязкой ко времени и
дате:
параметрирования; пропадания напряжения на фазах; перерывы электропитания; коррекция времени;
в журналах событий ИВК фиксируются факты (события) с привязкой ко времени
и дате:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки. наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчике;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока шинные | ТШЛ-10-1 УЗ | 3 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВ-35-V О4 | 3 |
| Трансформаторы тока | ICTB-0,66 УХЛ1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛ.06.4-10 У3 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-203-2017 | 1 |
| Формуляр | 3-2575-1-АТХ.ФО | 1 |
| Руководство пользователя | 3-2575-1-АТХ.ИЭ | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-203-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.07.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков электрической энергии - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- устройства синхронизации системного времени - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 27008-04;
- измеритель магнитного поля «ИМП-04», Рег. № 15527-02;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), Рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
