Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала "ХТСК" АО "ДГК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 77525-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала «ХТСК» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77525-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала "ХТСК" АО "ДГК" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ МЦЭ.422231.005.03 |
Производитель / Заявитель
АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 77525-20: Описание типа СИ | Скачать | 93.9 КБ | |
| 77525-20: Методика поверки МС 012-2019 | Скачать | 10.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала «ХТСК» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), установленные на объектах АИИС КУЭ;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Первичные фазные 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на вход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.
Предусмотрена передача информации в АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и других.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя устройство синхронизации времени, созданное на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ±1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сравнение времени сервера с временем УСПД осуществляется при каждом опросе, коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера и часов УСПД более, чем в ±2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера 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 используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+. 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 передач данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ТЕЛЕСКОП+ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE_MZ4.dll |
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63 a8822ab86c2751ca |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 1сш-6кВ, яч.8 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) 47958-11 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,2 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
ARIS-2803 Рег. № 67864-17 |
|
2 |
Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш-6кВ, яч.29 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,2 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
3 |
Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш-6кВ, яч.23 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,2 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
4 |
Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш-6кВ, яч.26 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,2 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
5 |
Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 1сш-6кВ, яч.7 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,2 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
6 |
РУСН-0,4 кВ Здания распредустройства ТВС, Ф-22 0,4кВ |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 71402-18 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
7 |
РУСН-0,4 кВ Здания распредустройства ТВС, Ф-17 0,4кВ |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 71402-18 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
8 |
ТП-126 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т1 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5 Рег. № 47957-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
9 |
ТП-126 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т2 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5 Рег. № 47957-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 |
Биробиджанская ТЭЦ, РУСН-0,4кВ-1, КШ1 АБК 0,4кВ, ВЛ-0,4кВ в сторону ООО "Вымпелком" |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 20/5 Рег. № 17551-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
ARIS-2803 Рег. № 67864-17 |
|
11 |
Биробиджанская ТЭЦ, РУСН-0,4кВ-1, КШ2 АБК 0,4кВ, ВЛ-0,4кВ в сторону ООО "Театральное" |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 50/5 Рег. № 36382-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД 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
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |
|
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||
|
1 - 5 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
3,3 5,4 |
|
6 - 11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,4 |
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% Ihom cos9 = 0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды, °C |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от -40 до +60 от -40 до +60 0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ -4 ТМ .03 М : - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
220000 2 125000 24 0,99 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 45 3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 М У3 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
5 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
6 шт. |
|
Контроллеры многофункциональные |
ARIS-2803 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
ТЕЛЕСКОП+ |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МС 012-2019 |
1 экз. |
|
Формуляр |
МЦЭ.422231.005.03 ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МС 012-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала «ХТСК» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» 15.10.2019 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 МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- 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 СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации» Часть 2 «Методика поверки», утвержденным
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
- для УСПД ARIS-2803 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.016 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx. Методика поверки», утвержденным ООО «ИЦРМ» 21.04.2017 г.
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (рег. № 27008-04);
- термогигрометр Ива-6А-Д (рег. № 46434-11).
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 измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала «ХТСК» АО «ДГК», аттестованном ООО «МетроСервис», аттестат аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Нормативные документы
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
Смотрите также
