Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Дальневосточная генерирующая компания" вторая очередь

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 522 п. 49 от 25.04.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Технические характеристики

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в состав УСПД, программное обеспечение (далее - ПО) EMCOS Local.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО EMCOS Corporate.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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. 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 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), входящее в состав УСПД ЭКОМ-3000. Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» вторая очередь используется ПО EMCOS Corporate версии не ниже 2.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО EMCOS Corporate обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО EMCOS Corporate.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Модуль

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «EM-COS Corporate»

модуль обеспечения работоспособности всех модулей системы

STControl App. exe

2.1

53C59D78962E4D80C7ED

A2C828AE498C

MD5

модуль, распределяющий ответы драйвера

STDistribu tor. exe

824693630D5F29003B6CB

C52120E0FA3

модуль связи с приборами учета

STLink.ex e

98902BD372A6E5F99AD3 07CB88D48F08

модуль, организующий сбор данных.

STLine.ex e

F5204FC38C929264A62E5

A614B08FA7A

модуль для импорта данных

STImport_

21. exe

3860725199947853843DE

75A7266F95A

модуль подключения к БД

STDataSn apServer.e xe

2104BFBA5552413CF408 7372C86F367E

модуль записи данных в базу данных

ORACLE

STStore.ex e

AA5E48EE6564C2A6CE3 546E07FF2663C

модуль оповещения других модулей о событиях

STAlert.ex e

A4768E3BF198E5C0CFEF 01C91ACE0596

модуль обслуживания запросов web-клиентоввходе

STGate.ex e

88F279A034E701E069EB

B7D2545BE30E

модуль, распределяющий ответы драйвера

STDistribu tor. exe

824693630D5F29003B6CB

C52120E0FA3

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормирова-

ны с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

По-грешнос ть в рабочих услови-

1

2

3

4

5

6

7

8

ях9 %

Артемовская ТЭЦ

1

Артемовская ТЭЦ. ВЛ 220 кВ

Артемовская ТЭЦ - Береговая-2

ТВ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 3380; Зав. № 3379; Зав. № 3381

НАМИ-220 УХЛ-1

Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 Зав. № 1164 (1 с.ш.) ; Зав. № 1156 (1 с.ш.); Зав. № 1160 (1 с.ш.); Зав. № 1165 (2 с.ш.); Зав. № 1166 (2 с.ш.); Зав. № 1157 (2 с.ш.)

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812093233

ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2

Артемовская ТЭЦ. ВЛ 220 кВ

Артемовская ТЭЦ - Владивостокская ТЭЦ-2

ТВ-220

Кл. т. 1,0 1000/1 Зав. № 74320; Зав. № 74274; Зав. № 74495

НАМИ-220 УХЛ-1

Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 Зав. № 1164 (1 с.ш.) ; Зав. № 1156 (1 с.ш.); Зав. № 1160 (1 с.ш.); Зав. № 1165 (2 с.ш.); Зав. № 1166 (2 с.ш.); Зав. № 1157 (2 с.ш.)

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812091408

ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861

активная

реактивная

±1,5

±4,3

±5,5

±8,6

3

Артемовская ТЭЦ. КВЛ 220 кВ Артемовская ТЭЦ - Аэропорт

ТВ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 3384; Зав. № 3385; Зав. № 3382

НАМИ-220 УХЛ-1 Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 Зав. № 1164 (1 с.ш.) ; Зав. № 1156 (1 с.ш.); Зав. № 1160 (1 с.ш.); Зав. № 1165 (2 с.ш.); Зав. № 1166 (2 с.ш.); Зав. № 1157 (2 с.ш.)

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812091450

ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

Артемовская ТЭЦ. ШОВ-220 кВ

ТВ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 Зав. № 3378; Зав. № 3377; Зав. № 3383

НАМИ-220 УХЛ-1

Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3 Зав. № 1164 (1 с.ш.) ; Зав. № 1156 (1 с.ш.); Зав. № 1160 (1 с.ш.); Зав. № 1165 (2 с.ш.); Зав. № 1166 (2 с.ш.); Зав. № 1157 (2 с.ш.)

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812091373

ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

5

Артемовская ТЭЦ. ШСМВ-110 кВ

ТВИ-110

Кл. т. 0,5S 1000/1 Зав. № 375; Зав. № 374; Зав. № 376

НАМИ-110 УХЛ-1

Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 4111 (1 с.ш.); Зав. № 4101 (1 с.ш.); Зав. № 4098 (1 с.ш.); Зав. № 1221 (2 с.ш.); Зав. № 2088 (2 с.ш.); Зав. № 2090 (2 с.ш.)

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802100366

ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,7

6

Артемовская ТЭЦ. ВЛ 35 кВ «АТЭЦ - Шахтовая»

ТВ-ЭК Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 2114; Зав. № 2115; Зав. № 2116

ЗНОЛ-35Ш

Кл. т. 0,5 35000/^3/100/^3

Зав. № 202 (1 с.ш.);

Зав. № 203 (1 с.ш.);

Зав. № 204 (1 с.ш.);

Зав. № 205 (2 с.ш.);

Зав. № 206 (2 с.ш.);

Зав. № 207 (2 с.ш.)

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802100594

ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

ТП 6/0,4 кВ «Кучелиново» (Артемовская ТЭЦ), РУ-6 кВ

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5S 40/5 Зав. № 18480; Зав. № 18481; Зав. № 18482

НОМ-6

Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3

Зав. № 1246;

Зав. № 1914

СЭТ-4ТМ.03.1

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 0109055236

ЭКОМ-3000 Зав. № 11071861

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.1 от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл;

- для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» филиал «Приморская генрация» Артемовская ТЭЦ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» вторая очередь типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТВ-220

46101-10

9

Трансформатор тока

ТВ-220

20644-05

3

Трансформатор тока

ТВИ-110

30559-05

3

Трансформатор тока

ТВ-ЭК

39966-08

3

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

15128-07

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-220 УХЛ-1

20344-05

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ-1

24218-08

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-35Ш

21257-06

6

Трансформатор напряжения

НОМ-6

17158-98

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.16

36697-08

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.1

27524-04

1

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

17049-09

1

Программное обеспечение

EMCOS Corporate

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 57278-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» вторая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2014 г.

Перечень основных средств 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 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 без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» вторая очередь, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

4. МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание