| Номер в госреестре | 76129-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Щекинская ГРЭС" |
| Изготовитель | ООО "Энергометрология", г.Москва |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Щекинская ГРЭС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллер сетевой индустриальный (УСПД) СИКОН С1, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс ИКМ-Пирамида (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация поступает на ИВК, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации.
ИВК АИИС КУЭ с периодичностью один раз в 30 минут опрашивает УСПД и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе УССВ, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS-приемника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Часы ИВК синхронизированы со временем УССВ, корректировка часов ИВК выполняется при любом расхождении времени часов ИВК и УССВ. Сличение времени часов УСПД с временем часов ИВК происходит при каждом опросе, при расхождении времени часов УСПД с временем часов ИВК на ±1,5 с выполняется их корректировка. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов УСПД на ±2 с выполняется их корректировка.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» (версия не ниже 3.0). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
| Таблица 2 - Состав изме] | рительных каналов АИИС КУЭ | ||||
| о, <и S о К | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД / УССВ / сервер | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Щекинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Кирпичная | ТФНД-150 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 5313-76 | НКФ-110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 2 | Щекинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Лазарево | ТФНД-150 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 5313-76 | НКФ-110-57У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 3 | Щекинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Липки 1 с отпайкой на ПС Огаревка | ТФНД-150 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 5313-76 | НКФ-110-57У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | 5 03 -4 9^2 ^ ^ ^ 18 1. Ри С1 Р. м С 1 а С КИ |
| 4 | Щекинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Липки 2 с отпайкой на ПС Огаревка | ТФНД-150 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 5313-76 | НКФ-110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 5 | Щекинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Первомайская ТЭЦ 1 | ТГФМ-110 1200/5, КТ 0,5 Рег. №52261-12 | НКФ-110-57У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 6 | Щекинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Первомайская ТЭЦ 2 | ТОГФ-110 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 44640-10 | НКФ-110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | Щекинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Плавск с отпайкой на ПС Смычка | ТФНД-150 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 5313-76 | НКФ-110-83У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | СИКОН С1. Рег. № 15236-03 / УСВ-1. Рег. № 28716-05 / ИКМ-Пирамида Рег. № 29484-05 |
| 8 | Щекинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Советская | ТФНД-150 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 5313-76 | НКФ-110-57У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 9 | Щекинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110кВ Щекинская ГРЭС-Ясенки с отпайкой на ПС Ломинцево | ТОГФ-110 1200/5, КТ 0,5 Рег. № 44640-10 | НКФ-110-57У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 10 | Щекинская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ОВ 110кВ | ТФНД-150 1200/5, КТ 0,5 Р ег. № 5 3 1 3 - 76 | НКФ-110-57У1 НКФ-110-83У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94; 1188-84 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ, УСПД, ИВК на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1-10 | Активная Реактивная | 1,3 2,0 | 3.2 5.2 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | ||
Продолжение таблицы 3_
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8, токе ТТ, равном 100 % от !ном для нормальных условий и при cos9=0,8, токе ТТ, равном 5 % от !ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С._
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 10 |
| Нормальные условия параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,8 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - частота, Гц | 50 |
| Условия эксплуатации параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj (sinj) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды для счетчиков СЭТ- | |
| 4ТМ.02.2, °С | от -40 до +55 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 30 |
| - температура окружающей среды для УСПД, °С | от +15 до + 25 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| - относительная влажность, %, не более | 98 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики СЭТ-4ТМ.02.2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| УСВ-1: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| УСПД СИКОН С1: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики СЭТ-4ТМ.02.2: | |
| -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 | |
| мин, сут УСПД СИКОН С1: | 114 |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не | |
| менее | 45 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и У СПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
| Таблица 5 - Комплектность АИ | ИС КУЭ | |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| ТФНД-150 | 21 | |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 3 |
| ТОГФ-110 | 6 | |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 3 |
| НКФ-110-83У1 | 3 | |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.02.2-14 | 10 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С1 | 1 |
| У стройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 1 |
| Основной сервер | ИКМ-Пирамида | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | АРМ | 1 |
| Документация | ||
| Методика поверки | МП 26.51.43/08/19 | 1 |
| Формуляр | ФО 26.51.43/08/19 | 1 |
осуществляется по документу МП 26.51.43/08/19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Щекинская ГРЭС». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 28.06.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. № 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Щекинская ГРЭС». МВИ 26.51.43/08/19.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
