Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 76281-19
Производитель / заявитель: ЗАО "Энергометрология", г.Москва
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Скачать

76281-19: Описание типа СИ Скачать 111.9 КБ
76281-19: Методика поверки Скачать 9.7 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 76281-19
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 01
Производитель / Заявитель

ООО "Энергометрология", г.Москва

РОССИЯ


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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 - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (далее -ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) HP DL180G6E5620, блок синхронизации часов реального времени БСЧРВ-011М (БСЧРВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение ПО «Энфорс АСКУЭ», автоматизированное рабочее место, 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 ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации.

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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы. АИИС КУЭ оснащена БСЧРВ, установленным в телекоммуникационном шкафу. От БСЧРВ, подключенного к преобразователю-коммуникатору по каналу RS-232, осуществляется синхронизация ИВК и счетчиков. Время задержки коррекции часов БСЧРВ составляет 0,01 с. Сравнение часов ИВК с часами БСЧРВ производится 1 раз в 30 минут. Коррекция часов ИВК осуществляется при обнаружении расхождения с часами БСЧРВ более ±1 с. Часы счетчиков синхронизированы по времени с часами БСЧРВ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков осуществляется при обнаружении расхождения с часами БСЧРВ более ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс АСКУЭ» (версия не ниже 1.6.20.64). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений парам етров, 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

1

2

Идентификационное наименование модуля администратора

Enfadmin.exe

Цифровой идентификатор ПО

B80F4F4656ED3BCA2CBD6BAE501783CF

Идентификационное наименование модуля оперативного контроля

NewOpcon.exe

Цифровой идентификатор ПО

1374C5A36E8BACEFF 6ADD7881DD88ВЕС

Идентификационное наименование модуля оперативного контроля

New_Graph_KWN. ехе)

Цифровой идентификатор ПО

8EF7D6F661A2D38764Е82Е09 А01D5

Идентификационное наименование модуля формирования отчетов

NewReports.exe

Цифровой идентификатор ПО

D2A12BAEDF77533F8B36C9B5616BC6DB

Идентификационное наименование модуля ручной обработки

Dataproc.exe

Цифровой идентификатор ПО

А321BA7E0F168D6C7D37BC806D12CBC0

Идентификационное наименование модуля ручного и автоматического ввода, данного

Medit.exe

Цифровой идентификатор ПО

0FB2E42D0CC73754FC2512F9ABFC5D7E

Идентификационное наименование модуля Модуль «Экспорт данных в Excel»

ExportToExcel 2000.exe

Цифровой идентификатор ПО

01DA6598B983CB8B62650A1652566773

Идентификационное наименование модуля экспорта-импорта данных в формате АСКП

Enf ASKP.exe

Цифровой идентификатор ПО

FCB165ЕА38726E2DF6DB27C525358D4A

Продолжение таблицы 1

1

2

Идентификационное наименование модуля формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070 XML)

NewM51070

18.10.2011.exe

Цифровой идентификатор ПО

17248Е413195СС394019F 0D3FF17В087

Идентификационное наименование модуля формирования и отправки макетов 80020 в ОАО “АТС»

М80020

18.10.2011.exe

Цифровой идентификатор ПО

С4В748Е115В152572D07E90B5 АFE8452

Идентификационное наименование модуля формирования и отправки макета 80040 и 80050

M80050.exe

Цифровой идентификатор ПО

625F522FE1A9C85B76AA3667446CD8A4

Идентификационное наименование модуля загрузки данных из текстовых файлов

Load-DataFromTXT.ехе

Цифровой идентификатор ПО

7A48D7B7BCB883B1FAB50852EBBD84C2

Идентификационное наименование модуля (Enfc Log.exe)

Enfc Log.exe

Цифровой идентификатор ПО

DE6529F1492B527A8768BCF6FC586D1A

Идентификационное наименование модуля настройки подключения к серверу Oracle

Еп-flogon.exe

Цифровой идентификатор ПО

6СВ1DE1EF5CC2FB3В9С9С904Е36В0355

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.2.12.3

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

о,

(U

м

о

к

Наименование

измерительного

канала

Состав измерительного канала

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

электрической

энергии

УССВ / сервер

1

2

3

4

5

6

1

Воронежская ТЭЦ-1, ГРУ-6,3 кВ, яч. 101, КЛ-6 кВ-101 ООО "РВК-Воронеж"

ТПОФ

600/5, КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

БСЧРВ-011М / HP DL180G6E5620

2

Воронежская ТЭЦ-1, ГРУ-6,3 кВ, яч. 109, КЛ-6кВ-109 МУП "Воронежская горэлектросеть"

ТПОФ

600/5, КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

1

2

3

4

5

6

3

Воронежская ТЭЦ-1, ГРУ-6,3 кВ, яч. 120, КЛ-6кВ-120 ООО "РВК-Воронеж"

ТПОФ

600/5, КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

БСЧРВ-011М.

/ HP DL180G6E5620

4

Воронежская ТЭЦ-1, КРУ-6,3 кВ БН, яч. 2, КЛ-6кВ-2 ООО "Союзкомплект"

ТПЛ-10-У3 300/5 КТ 0,5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2-13 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01

5

Воронежская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, яч. 7, КВЛ-110кВ-3

ТОГФ-110

1000/5, КТ 0,2S Рег. № 44640-11

ЗНОГ

110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

6

Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч. 4, КВЛ-110кВ-4

CTIG-110 1000/1, КТ 0,2S Рег. № 49226-12

VDGW2 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 43486-09

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

7

Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч. 9, КВЛ-110кВ-5

CTIG-110 1000/1, КТ 0,2S Рег. № 49226-12

VDGW2 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 43486-09

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

8

Воронежская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, яч. 5, ВЛ-110кВ-6

ТОГФ-110

1000/5, КТ 0,2S Рег. № 44640-11

ЗНОГ

110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

9

Воронежская ТЭЦ-1, ОРУ-110 кВ, яч. 3, ВЛ-110кВ-23

ТОГФ-110

1000/5, КТ 0,2S Рег. № 44640-11

ЗНОГ

110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

10

Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч. 10, КВЛ-110кВ-24

CTIG-110 1000/1, КТ 0,2S Рег. № 49226-12

VDGW2 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 43486-09

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

11

Воронежская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35кВ-3

ТВ 35-I

600/5, КТ 0,5 Рег. № 19720-00

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

12

Воронежская ТЭЦ-1, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35кВ-4

ТВ 35-I

600/5, КТ 0,5 Рег. № 19720-00

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Продолжение таблицы 2_

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 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), %

1-3, 11, 12

Активная

1,2

2,9

Реактивная

1,8

4,5

4

Активная

1,3

3,2

Реактивная

1,8

4,5

5, 8, 9

Активная

0,8

1,2

Реактивная

1,2

1,9

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

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 1ном для нормальных условий

и при cos9=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном 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

12

Нормальные условия параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности

-    температура окружающей среды для счетчиков, °С

-    частота, Гц

от 98 до102 от 100 до 120 0,8

от +21 до +25 50

Условия эксплуатации параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности cosj (sinj)

-    температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

-    температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 90 до 110 от 1 до 120

от 0,5 инд. до 1 емк

от -40 до +70

1

2

СЭТ-4ТМ.03М

от -40 до +60

СЭТ-4ТМ.02.2

от -40 до +55

- температура окружающей среды для сервера, °С

от +10 до + 30

- 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:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

СЭТ-4ТМ.03М

165000

СЭТ-4ТМ.02

90000

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Г лубина хранения информации

Счетчики:

СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03М

-каждого массива профиля при времени интегрирования 30

мин, сут

114

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:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    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.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

CTIG-110

9

ТВ 35-I

6

ТОГФ-110

9

ТПОФ

9

ТПЛ-10

2

Трансформатор напряжения

VDGW2

2

ЗНОГ

3

НАМИ-35 УХЛ1

2

НТМИ-6

2

НТМИ-6-66

1

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.02.2-13

1

СЭТ-4ТМ.03М

8

СЭТ-4ТМ.03М.16

3

Блок синхронизации часов реального времени

БСЧРВ-011М

1

Основной сервер

HP DL180G6E5620

1

Автоматизированное рабочее место

АРМ

1

Документация

Методика поверки

МП 26.51.43/06/19

1

Формуляр

ФО 26.51.43/06/19

1

Поверка

осуществляется по документу МП 26.51.43/06/19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 05.07.2019 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.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Воронежская ТЭЦ-1». МВИ 26.51.43/06/19.

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

Смотрите также

Комплексы автоматизированные программно-технические измерения, управления и защиты промышленного назначения, тип SYMPHONY PLUS серия SD (S+ серия SD) (далее -комплексы) предназначены для измерений и измерительных преобразований аналоговых сигналов си...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «АВТОВАЗ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных до...
76279-19
ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) Комплексы измерительно-вычислительные
ООО "Системы Нефть и Газ", г.Щелково
Комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее -ИВК) предназначены для измерений и преобразования параметров входных электрических сигналов (токовых, импульсных, частотных), поступающих от измерительных преобразователей, в зна...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пе...
76278-19
ЭМИС-Имитатор 500 Имитаторы расхода
ЗАО "Электронные и механические измерительные системы", г.Челябинск
Имитаторы расхода «ЭМИС-Имитатор 500» (далее - имитатор) предназначены для воспроизведения напряжения постоянного тока, имитирующего выходной сигнал первичного преобразователя расхода расходомеров электромагнитных «ЭМИС-МАГ 270», изготавливаемых ЗАО...