Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) насосных станций Хабаровской ТЭЦ -1 (СОВ, БНА) АО "ДГК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 83020-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск |
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.
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" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 776.03 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), 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 | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 83020-21: Описание типа СИ | Скачать | 311 КБ | |
| 83020-21: Методика поверки МП СМО-0605-1-2021 | Скачать | 11.1 MБ |
Описание типа
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.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
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 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
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 Per. № 25433-08 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн 6000/100 Per. № 11094-87 |
|
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 Per. № 7069-07 |
НАМИ-10 Кл.т 0,2 Ктн 6000/100 Per. № 11094-87 |
|
6 |
РУ-6 кВ Станция осветленной воды (СОВ) Хабаровской ТЭЦ-1, КРУ-6 кВ, ввод-2 6 кВ |
ТЛО-Ю Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Per. № 25433-08 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн 6000/100 Per. № 11094-87 |
|
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 Per. № 7069-07 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн 6000/100 Per. № 11094-87 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
|
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 27524-04 |
ARIS МТ200 Per. № 53992-13 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±4,0 ±6,8 |
|
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±4,1 ±7,1 | |
|
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±4,0 ±6,8 | |
|
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±4,1 ±7,1 | |
|
±5 | ||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
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 cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05)^ном 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. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
7 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, ОС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom |
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 УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
40 45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств |
10 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
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
