Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Курганэнерго" Курганская ТЭЦ

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 09д2 от 11.08.08 п.42
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 32469
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Курганэнерго» Курганская ТЭЦ (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Курганэнерго», сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 7746, напряжения (TH) класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии, 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (27 точек измерений).

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ЭКОМ-3000». Технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура.

3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ (SQL-сервер), аппаратуры приема-передачи данных и оборудования ЛВС. К этому же уровню АИИС относятся автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы. АРМ функционируют на IBM PC совместимых компьютерах в среде Windows 2000/2003/ХР. АРМ подключаются к SQL-серверу через ЛВС по протоколу TCP/IP. Компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений, установленный в специализированном шкафу для обеспечения механической защиты с возможностью пломбирования. Технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения, прав доступа к информации.

Первичные линейные 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 преобразуют 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 по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по выделенному каналу связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени, который входит в состав УСПД «ЭКОМ-ЗООО». Время УСПД синхронизируется с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД «ЭКОМ-ЗООО» осуществляется раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков СЭТ-4ТМ.03 с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхо-

3 ждении со временем УСПД ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица А.1 - Метрологические характеристики ИК

Номер точки измерения

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

КТЭЦ Генератор №6

ТШВ-15Б 8000/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 140

Зав. № 113

Зав. № 119

ЗНОМ-15 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 34485 Зав. №35162 Зав. № 34490

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02056530

ЭКОМ-3000 Зав. № 03082082

Активная

Реактивная

± 1,0

±2,6

±3,0

± 4,6

2

КТЭЦ Генератор №7

ТПШЛ-20Б1 8000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 6256 Зав. № 6254 Зав. № 6252

ЗХЗНОМ-15 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 37748 Зав. № 34492 Зав. № 36284

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02056544

3

КТЭЦ Г енера-тор №8

ТШВ-15Б 8000/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 28

Зав. № 47

Зав. № 66

ЗХЗНОЛ-ЮУ 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3333 Зав. № 2202

Зав. № 999

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02054651

4

КТЭЦ Генератор №9

ТШВ-15БУЗ 8000/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 77

Зав. № 90

Зав. № 92

ЗХЗНОЛ-ЮУ 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 30209 Зав. №30218 Зав. №30212

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02059322

5

КТЭЦ ТСН 1

ТГ-6

ТПШЛ-10 2000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 0426 Зав. № 0427 Зав. № 0420

ЗНОМ-15 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 34485 Зав. №35162 Зав. № 34490

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т.

0,5S/l,0

Зав. № 12040170

Активная

Реактивная

± 1,2

±2,8

±3,3

±5,2

6

КТЭЦ ТСН 2 ТГ-6

ТПШЛ-10 2000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 1426 Зав. № 6435 Зав. №0421

ЗНОМ-15 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 34485 Зав. №35162 Зав. № 34490

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т.

0,5S/l,0

Зав. № 1056394

7

КТЭЦ ТСНЗ ТГ-7

ТПШЛ-10 2000/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 046

Зав. №021

Зав. № 007

ЗХЗНОМ-15 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 37748 Зав. № 34492 Зав. № 36284

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т.

0,5S/l,0

Зав. № 12045222

Номер точки измерения

Состав измерительного канала

Метрологические характеристики ИК

Наименование объекта

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

8

КТЭЦ ТСН 4 ТГ-8

ТШНЛ-10 2000/5

Кл.т. 1,0 Зав. № 1604 Зав. № 0225 Зав. № 0550

ЗХЗНОЛ-ЮУ 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3333 Зав. № 2202

Зав. № 999

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02056516

Активная

Реактивная

± 1,7

±4,4

±5,6

±8,6

9

КТЭЦ ТСН 5 ТГ-9

ТПШЛ-10 2000/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 498

Зав. № 089

Зав. № 1814

ЗХЗНОЛ-ЮУ 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 30209 Зав. №30218 Зав. №30212

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т.

0,5S/l,0

Зав. № 12045160

Активная

Реактивная

± 1,2

±2,8

±3,3

±5,2

10

КТЭЦ Генератор №4

ТПШФ 5000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 90008 Зав. №91719 Зав. №91722

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 2258

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02056654

11

КТЭЦ Генератор №5

ТПШФА 5000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 11129 Зав. № 11127 Зав. № 4553

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 658643

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02059425

ЭКОМ-3000 Зав. № 03082082

Активная

± 1,0

±3,0

12

КТЭЦ Отпайка С.Н.бкВ Бл.1

ТПШФД 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № б/н Зав. № б/н

НТМИ-6 6000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 1259

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 02054686

Реактивная

± 2,6

±4,6

13

КТЭЦ Отпайка С.Н.бкВ Бл.2

ТПОФД 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 112477 Зав. № 112370

НТМИ-6 6000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 1563

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02056460

14

КТЭЦ ТСН№3 110/бкВ

ТФНД-110 600/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 2776 Зав. № 2779 Зав. №2781

НКФ-110 110000/100

Кл. т. 1,0 Зав. № 656886 Зав. №671210 Зав. № 662985

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02052259

Активная

Реактивная

± 1,5

±3,6

±3,2

±4,9

15

КТЭЦ ТСН№1 10/6кВ

ТПШФАД 2000/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 13660

Зав. № 5

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 1708

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 02054671

Активная

± 1,0

±3,0

16

КТЭЦ ТСН№2 10/6кВ

ТПШФАД 2000/5

Кл. т. 0,5 Зав. №6651 Зав. №5510

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 685899

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 0108074287

Реактивная

±2,6

± 4,6

Номер точки измерения

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

17

КТЭЦ РТСН№1 110/бкВ

ТФНД-110 600/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 1728 Зав. № 1681 Зав. № 1686

НКФ-110 110000/100

Кл. т. 1,0 Зав. № 663060 Зав. № 658669 Зав. № 663073

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02053357

ЭКОМ-3000 Зав. № 03082082

Активная

Реактивная

± 1,5

±3,6

±3,2

±4,9

18

КТЭЦ РТСН№2 10/6кВ

ТПШФАД 2000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 26702 Зав. № 26706

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 1708

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 02053452

Активная

Реактивная

± 1,0

±2,6

±3,0

±4,6

19

КТЭЦ ф.1. П.К. яч.6

ТПОЛ-Ю 600/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 2894 Зав. № 2895

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 1708

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 02059366

20

КТЭЦ ф.2. П.К. яч.32

ТПОЛ-Ю 600/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 73065 Зав. № 42697

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 685899

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 02053366

21

КТЭЦ ТСН№3 10/6кВ

ТПЛ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 28089 Зав. № 2400 Зав. № 3259

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 1708

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02052259

22

КТЭЦ ТСН№4 10/6кВ

ТПОЛ-Ю 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 2392 Зав. № 3252

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 685899

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 02056480

23

КТЭЦ РТСН№3 110/бкВ

ТФНД-НОМ 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 1574 Зав. № 1575 Зав. № 1577

НКФ-110 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. № 1047474 Зав. № 1047470

Зав. № 1047479

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 02056488

24

Насосная т/с № 5 КТЭЦ ГРУ-10 кВ яч.38

ТПЛ-10 300/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 2466 Зав. № 2465

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 685899

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 0108074737

25

Насосная т/с № 6 КТЭЦ ГРУ-10 кВ яч.П

ТПЛ-10 300/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 6809 Зав. № 6808

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 1708

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5 Зав. № 0108074865

26

Насосная т/с № 5 КАВЗ ГПП 110/10 кВ яч.31

ТПЛМ-10 400/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 60404 Зав. № 9284

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 1,0

Зав. № 1602

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 0108074801

Активная

Реактивная

± 1,5

±3,6

±3,2

±4,9

Продолжение таблицы А. 1

Номер точки измерения

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

27

Насосная т/с № 6 КАВЗ ГПП 110/10 кВ яч.ЗЗ

ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5

Зав. №9198 Зав. № 87774

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 1,0

Зав. № 1602

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Зав. № 0108073958

ЭКОМ-3000 Зав. № 03082082

Активная

Реактивная

± 1,5

±3,6

±3,2

±4,9

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 +1,02) Ином; ток (1 ч-1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 ч-1,1) ином; ток (0,05-ь 1,2) 1ном

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 20 до +55 °C; для УСПД от минус 10 до +50 °C; и сервера от + 15 до + 35 °C;

-     5. Погрешность в рабочих условиях указана

• для точек измерений №1-№27 для coscp = 0,8 инд;

• температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 40 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности (tB) не менее 7 суток;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности (tB) не более 24ч.;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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;

- выключение и включение УСПД;

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, параметрировании:

- электросчетчика,

- УСПД,

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - хранение в энергонезависимой памяти профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу - 35 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Курганэнерго» Курганская ТЭЦ.

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Курганэнерго» Курганская ТЭЦ определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Курганэнерго» Курганская ТЭЦ. Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в июле 2008 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты.

ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03 Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ 1;

- УСПД «ЭКОМ-3000» - по методике поверки МП 26-262-99

Радиоприемник УКВ диапазона, принимающий сигналы службы точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 22261- 94.         Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех

нические условия.

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

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Курганэнерго» Курганская ТЭЦ утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Развернуть полное описание