77525-20: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала "ХТСК" АО "ДГК" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала "ХТСК" АО "ДГК"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 77525-20
Производитель / заявитель: АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск
Скачать
77525-20: Описание типа СИ Скачать 93.9 КБ
77525-20: Методика поверки МС 012-2019 Скачать 10.2 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала "ХТСК" АО "ДГК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 24.03.2024

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

77526-20
МСТ20 Устройства
АО "ТеконГруп", г.Москва
Устройства MCT20 (далее по тексту - устройство) предназначены для измерения (вычисления) параметров (средних значений объемного (массового) расхода, температуры и давления) и потребленного (отпущенного) количества теплоносителя, горячей и холодной во...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки ДНС с УПСВ месторождения им. А. Титова (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) попутного нефтяного газа (далее - газ), приведенного к стандартн...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная массового расхода и массы воды поз. FQ-2951 АО «Техноформ» (далее - ИС) предназначена для измерений массового расхода и массы воды.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная объемного расхода (объема) азота среднего давления позиции FQ-303 АО «Техноформ» (далее - ИС) предназначена для измерений объемного расхода и объема азота, приведенных к стандартным условиям (температура плюс 20 °С, абсолютное д...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества природного газа на узле учета природного газа АО «Дальневосточная генерирующая компания», дочернее общество АО «РАО Энергетические системы Востока», филиал «Хабаровская генерация», СП Хабаровская ТЭЦ-3 (далее - СИКГ) пред...