Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) насосных станций Хабаровской ТЭЦ -1 (СОВ, БНА) АО "ДГК"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 83020-21
Производитель / заявитель: АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) насосных станций Хабаровской ТЭЦ -1 (СОВ, БНА) АО "ДГК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) насосных станций Хабаровской ТЭЦ-1 (СОВ, БНА) АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Скачать

83020-21: Описание типа СИ Скачать 311 КБ
83020-21: Методика поверки МП СМО-0605-1-2021 Скачать 11.1 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 83020-21
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) насосных станций Хабаровской ТЭЦ -1 (СОВ, БНА) АО "ДГК"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года.
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 776.03
Производитель / Заявитель

Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск

РОССИЯ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) насосных станций Хабаровской ТЭЦ-1 (СОВ, БНА) АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной 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 уровнях (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).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ARIS MT200 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту -АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Измерительные каналы (далее по тексту - 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 (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (далее -ЭП) с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.

СОЕВ включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер АИИС КУЭ наносится на эксплуатационной документации, входящей в состав комплектации АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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 «ТЕЛЕСКОП+».

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

cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

о,

е

м

о

Но

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 35 кВ БНА (Береговая насосная станция 1 подъема на реке Амур

Хабаровской ТЭЦ-1), КРУ-6 кВ, резервная секция 6 кВ, яч.20, КЛ 6 кВ БНА-БН (резервное питание)

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 25433-08

НТМИ-6 Кл.т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

± 1,2 ± 2,8

± 4,0 ± 6,9

2

ПС 35 кВ БНА (Береговая насосная станция 1 подъема на реке Амур

Хабаровской ТЭЦ-1), КРУ-6 кВ, 1 секция 6 кВ, яч.1, ввод 6 кВ 1Т

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 25433-08

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,2 ± 2,8

± 4,0 ± 6,9

3

ПС 35 кВ БНА (Береговая насосная станция 1 подъема на реке Амур

Хабаровской ТЭЦ-1), КРУ-6 кВ, 2 секция 6 кВ, яч.2, ввод 6 кВ 1Т

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 25433-08

НТМИ-6 Кл.т 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,2 ± 2,8

± 4,0 ± 6,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

РУ-6 кВ Станция осветленной воды (СОВ) Хабаровской ТЭЦ-1, КРУ-6 кВ, ввод-1 6 кВ

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 25433-08

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS MT200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

± 1,0 ± 2, 5

± 4,0 ± 6, 8

5

РУ-6 кВ Станция осветленной воды (СОВ) Хабаровской ТЭЦ-1, ввод 6 кВ ТСН-1

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 7069-07

НАМИ-10 Кл.т 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0 ± 2, 5

± 4,1 ± 7,1

6

РУ-6 кВ Станция осветленной воды (СОВ) Хабаровской ТЭЦ-1, КРУ-6 кВ, ввод-2 6 кВ

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 25433 -08

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0 ± 2,5

± 4,0 ± 6, 8

7

РУ-6 кВ Станция осветленной воды (СОВ) Хабаровской ТЭЦ-1, ввод 6 кВ ТСН-2

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 7069-07

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

± 1,0 ± 2, 5

± 4,1 ± 7,1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

1

3

4

5

6

7

8

9

2

Примечания:

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

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

3    Погрешность в рабочих условиях указана соБф = 0,8 инд 1=0,02(0,05)Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 7 от минус 40 до плюс 60 °C.

4    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6    Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

7    Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

8    Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

7

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности СОБф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 47,5 до 52,5

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -60 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, оС:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, оС

от +10 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения

УСПД, оС

от 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

90 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

88 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

АП

40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

1 П 10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств

3,5

измерений, лет, не менее

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:

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

-    коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

-    формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

-    отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

-    перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

-    журнал УСПД:

-    ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

-    попыток несанкционированного доступа;

-    связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;

-    перезапусков ИВКЭ;

-    фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

-    результатов самодиагностики;

-    отключения питания.

-    журнал сервера:

-    изменение значений результатов измерений;

-    изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

-    факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

-    пропадание питания;

-    замена счетчика;

-    полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.

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 результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ насосных станций Хабаровской ТЭЦ-1 (СОВ, БНА) АО «ДГК» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Т ип/Обозначение

Количество,

шт./Экз.

Трансформатор тока

ТЛО-10

10

Трансформатор тока

ТОЛ-10

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

5

Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВ

ARIS MT200

1

Программное обеспечение

ПО «ТЕЛЕСКОП+»

1

Методика поверки

МП СМО-0605-1 -2021

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.776.03 ПФ

1

Сведения о методах измерений

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) насосных станций Хабаровской ТЭЦ-1 (СОВ, БНА) АО «ДГК», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат

об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

Default ALL-Pribors Device Photo
83021-21
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Саранской ТЭЦ - 2
Публичное акционерное общество "Т Плюс" (ПАО "Т Плюс"), Московская область, Красногорский район
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Саранской ТЭЦ-2 (далее по тексту - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии выработанной и переданной в транспортные сети н...
Default ALL-Pribors Device Photo
83019-21
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Хабаровской ТЭЦ -1 АО "ДГК"
Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Хабаровской ТЭЦ-1 АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи...
Default ALL-Pribors Device Photo
83018-21
Система измерений количества азота в составе коммерческого узла учета азота
Общество с ограниченной ответственностью "Эмерсон" (ООО "Эмерсон"), г. Москва
Система измерений количества азота в составе коммерческого узла учета азота (далее - СИКГ) предназначена для выполнения измерений в автоматическом режиме количественных показателей азота (далее - газ); вычисления расхода и количества газа, приведенно...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» (6 очередь)) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,...
Default ALL-Pribors Device Photo
83017-21
Система измерений количества водорода в составе коммерческого узла учета водорода
Общество с ограниченной ответственностью "Эмерсон" (ООО "Эмерсон"), г. Москва
Система измерений количества водорода в составе коммерческого узла учета водорода (далее - СИКГ) предназначена для выполнения измерений в автоматическом режиме количественных показателей водорода (далее - газ); вычисления расхода и количества газа, п...