Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Комсомольская ТЭЦ-3 АО "ДГК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 87173-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Комсомольская ТЭЦ-3 АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 87173-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Комсомольская ТЭЦ-3 АО "ДГК" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 1035.02 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
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 | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 87173-22: Описание типа СИ | Скачать | 315 КБ | |
| 87173-22: Методика поверки | Скачать | 9.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Комсомольская ТЭЦ-3 АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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 устройства измерительные многофункциональные, выполняющие функцию счетчиков электрической энергии (далее по тексу - счетчики электрической энергии), 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 - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя устройство синхронизации системного времени на базе блока коррекции времени ЭНКС-2 (далее по тексту - УССВ), 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 двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии 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 электрической энергии поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД, с использованием электронной подписи (далее - ЭП), с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК и ИВК.
СОЕВ включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера БД АИИС КУЭ и счетчиков электрической энергии.
УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при наличии расхождении часов сервера БД и времени УССВ.
Коррекция часов счетчиков электрической энергии осуществляется от часов сервера БД. Коррекция времени счетчиков электрической энергии происходит при расхождении часов сервера БД и часов счетчиков электрической энергии более чем на ±2 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 электрической энергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД 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 (№ 1035.02) наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
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.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
УССВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
Комсомольская ТЭЦ-3. Турбогенератор №1 15,75 кВ |
ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ Кл. т. 0,2 Ктн 15750:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
ESM-HV100 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 |
|
2 |
Комсомольская ТЭЦ-3. Турбогенератор №2 15,75 кВ |
ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08 |
ЗНОЛ Кл. т. 0,2 Ктн 15750:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
ESM-HV100 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 | |
|
3 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, яч.1, ВЛ 110 кВ Старт -Комсомольская ТЭЦ-3 №1 с отпайкой на ПС БАМ ПТФ (С-115) |
ТВ-СВЭЛ Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 67627-17 |
НКФА Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 39263-11 |
ESM-HV100 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,7 ±5,2 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, яч.7, ВЛ 110 кВ К -Комсомольская ТЭЦ-3 №1 с отпайкой на ПС ГПП-5 (С-117) |
ТВ-СВЭЛ Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 67627-17 |
НКФА Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 39263-11 |
ESM-HV100 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,7 ±5,2 |
|
5 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, яч.3, ВЛ 110 кВ Старт -Комсомольская ТЭЦ-3 №2 с отпайкой на ПС БАМ ПТФ (С-116) |
ТВ-СВЭЛ Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 67627-17 |
НКФА Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 39263-11 |
ESM-HV100 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,7 ±5,2 | |
|
6 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, яч.5, ВЛ 110 кВ К -Комсомольская ТЭЦ-3 №2 с отпайкой на ПС ГПП-5 (С-118) |
ТВ-СВЭЛ Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 67627-17 |
НКФА Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 39263-11 |
ESM-HV100 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,7 ±5,2 | |
|
7 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, яч. 4, ОМВ-110 кВ |
ТБМО-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 60541-15 |
НКФА Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 39263-11 |
ESM-HV100 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,7 ±5,2 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
8 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, яч.12, ВЛ-110 кВ Комсомольская ТЭЦ-3 - НПЗ-2 (С114) |
ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 46101-10 |
НКФА Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 39263-11 |
ESM-HV100 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,7 ±5,2 |
|
9 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, яч.14, ВЛ-110 кВ Комсомольская ТЭЦ-3 - НПЗ-2 (С113) |
ТВ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 46101-10 |
НКФА Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 39263-11 |
ESM-HV100 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,7 ±5,2 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||
|
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 для cos9 = 0,8 инд, 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии электроэнергии для ИК № 1-9 - от минус 40 до плюс 70 °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 электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных, УССВ на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик. 6 Допускается замена сервера БД 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 АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
9 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Г ц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, оС |
от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Г ц - температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электрической энергии, оС - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,5 до 50,5 от -60 до +40 от -40 до +70 от +10 до +30 от -40 до +55 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электрической энергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
170000 1 35000 24 35000 1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, год, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее |
123 20 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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 счетчика электрической энергии:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике электрической энергии;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике электрической энергии и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком электрической энергии.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени:
- счетчиков электрической энергии (функция автоматизирована);
- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ Комсомольская ТЭЦ-3 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 |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-20-1 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-СВЭЛ |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТБМО-110 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВ |
6 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛ |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФА |
6 |
|
У стройство измерительное многофункциональное |
ESM-HV100 |
9 |
|
Блок коррекции времени |
ЭНКС-2 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ТЕЛЕСКОП+ |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.1035.02 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) Комсомольская ТЭЦ-3 АО «ДГК», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011.
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
