|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ) |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ПАО "Т Плюс", Московская обл. |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 346.01 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 41907-09 (Рег. № 41907-09), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциони-рованного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности. УСПД выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
Сервер ИВК с периодичностью один раз в сутки считывает из УСПД 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счетчиков и самого УСПД. Считанные данные записываются в базу данных.
При помощи программного обеспечения (ПО) сервер ИВК осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение, оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронного документа 80020).
С уровня ИВК Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ) осуществляется передача XML макетов 80020 по протоколу ftp либо по электронной почте на АРМ ПАО «Т Плюс».
XML макеты 80020 обрабатываются АРМ ПАО «Т Плюс», шифруются, подписываются ЭЦП и передаются в АО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Мордовское РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УССВ-35HVS производства ООО «Эльстер Метроника». УССВ-35HVS осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов УСПД и УССВ-35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УССВ-35HVS осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УССВ-35HVS.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
|
| Программное обеспечение | Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | 1 | 2 | | Наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Диспетчерское
наименование ИИК | Состав ИИК АИИС КУЭ | Вид электроэнергии | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 1 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.2 "Юго-Западная-1" | ТВ-110/50
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 2160135
Зав. № 2160152
Зав. № 2160125
Рег. № 3190-72 | НКФ-110-57
Кл. т 0,5
110000:√3/
100:√3
Зав. № 706930
Зав. № 706849
Зав. № 706931
Рег.
№ 14205-94
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т 0,2
110000:√3/
100:√3
Зав. № 495
Зав. № 551
Зав. № 533
Рег.
№ 24218-08 | A1805RAL-P4GE-DW-4
Кл. т 0,5S/1,0
Зав.№ 01276631
Рег.
№ 31857-11 | RTU-327 Зав. № 006515
Рег. № 41907-09 | Smartum Rack-4262-W | активнаяреактивная | | 2 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.4 "Юго-Западная-2" | ТВ-110/50
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 2189150
Зав. № 2189160
Зав. № 2189180
Рег. № 3190-72 | | 3 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.13
"Резинотехника-1" | ТВ-110/50
Кл.т. 0,5
750/5
Зав. № 1697180
Зав. № 1697183
Зав. № 1697160
Рег. № 3190-72 | | 4 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.14
"Резинотехника-2" | ТВ-110/50
Кл.т. 0,5
1000/5
Зав. № 1695155
Зав. № 1695152
Зав. № 1695130
Рег. № 3190-72 | | 5 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.16
"Восточная-2" | ТВ-110/50
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 2052130
Зав. № 2052160
Зав. № 2052140
Рег. № 3190-72 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 6 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.17 "Восточная-1" | ТВ-110/50
Кл.т. 0,5
750/5
Зав. № 1906125
Зав. № 1906160
Зав. № 1906145
Рег. № 3190-72 | НКФ-110-57
Кл. т 0,5
110000:√3/
100:√3
Зав. № 706930
Зав. № 706849
Зав. № 706931
Рег.
№ 14205-94
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т 0,2
110000:√3/
100:√3
Зав. № 495
Зав. № 551
Зав. № 533
Рег.
№ 24218-08 | A1805RAL-P4GE-DW-4
Кл. т 0,5S/1,0
Зав.№ 01276618
Рег.
№ 31857-11 | RTU-327 Зав. № 006515
Рег. № 41907-09 | Smartum Rack-4262-W | активнаяреактивная | | 7 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.6 "Светотехника-1" | ТВ-110/50
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 2001140
Зав. № 2001120
Зав. № 2001150
Рег. № 3190-72 | | 8 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.8 "Светотехника-2" | ТВ-110/50
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 1895150
Зав. № 1895160
Зав. № 1895170
Рег. № 3190-72 | | 9 | Саранская ТЭЦ-2,
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.№10,
ВЛ -110 кВ
Центролит-1 | ТВ-110/50
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 1999120
Зав. № 1999180
Зав. № 1999160
Рег. № 3190-72 | | 10 | Саранская ТЭЦ-2,
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.№11,
ВЛ -110 кВ
Центролит-2 | ТВ-110/50 Кл.т. 0,5
750/5
Зав. № 1694180
Зав. № 1694181
Зав. № 1694182
Рег. № 3190-72 | | 11 | Саранская ТЭЦ-2,
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.№7,
ОМВ-110 кВ | ТВ-110/50 Кл.т. 0,5
750/5
Зав. № 2516120
Зав. № 2516180
Зав. № 2516140
Рег. № 3190-72 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 12 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-35 кВ яч.1 ВЛ-35 кВ "Центральная котельная" | ТФНД-35М
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 2555
Зав. № 2530
Рег. № 3689-73 | ЗНОМ-35-65
Кл. т 0,5
35000:√3/
100:√3
Зав. № 1274569
Зав. № 1145273
Зав. № 1146110
Рег. № 912-70
ЗНОМ-35-65
Кл. т 0,5
35000:√3/
100:√3
Зав. № 1232488
Зав. № 1232556
Зав. № 1232536
Рег. № 912-70 | A1805RAL-P4GE-DW-4
Кл. т 0,5S/1,0
Зав.№ 01276635
Рег.
№ 31857-11 | RTU-327 Зав. № 006515
Рег. № 41907-09 | Smartum Rack-4262-W | активнаяреактивная | | 13 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-35 кВ яч.3 ВЛ-35 кВ "Лямбирь" | ТФНД-35М
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 2286
Зав. № 2278
Рег. № 3689-73 | | 14 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-35 кВ яч.5 ВЛ-35 кВ "Ромоданово" | ТФНД-35М
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 2508
Зав. № 2530
Рег. № 3689-73 | | 15 | Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-35 кВ яч.7 ВЛ-35 кВ "Атемар" | ТФНД-35М
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 2574
Зав. № 2524
Рег. № 3689-73 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК
при измерении активной электрической энергии
в рабочих условиях применения , % | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 - 15
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 | | 1 - 11
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,6 | ±1,4 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИИК | sinφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК
при измерении реактивной электрической энергии
в рабочих условиях применения , % | | 1 - 15
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 1,0) | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 | | 1 - 11
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Счетчик 1,0) | 0,44 | - | ±7,1 | ±4,6 | ±3,9 |
Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Примечания:
1 Погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3 В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos(=0,9 инд;
температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 (С;
относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 ˚С.
5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном;
сила тока от 0,05 Iном до 1,2 Iном;
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 (С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;
относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 ˚С.
6 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; в режиме измерения реактивной электроэнергии согласно описанию типа Рег. № 31857-11.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч;
УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
для счетчика Тв ≤ 2 ч;
для УСПД Тв ≤ 2 ч;
для сервера Тв ≤ 1 ч;
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 ч;
для модема Тв ≤ 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
фактов параметрирования счетчика;
фактов пропадания напряжения;
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики Альфа А1800 - не менее 74 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 сут; при отключении питания - не менее 5 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
|
| Комплектность | Комплектность средства измерений указана в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | Трансформатор тока | ТВ-110/50 | 33 шт. | | Трансформатор тока | ТФНД-35М | 8 шт | | Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 3 шт | | Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 шт | | Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 шт | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | A1805RAL-P4GE-DW-4 | 15 шт | | Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 шт | | Устройство синхронизации времени | УССВ-35HVS | 1 шт | | Сервер | Smartum Rack-4262-W | 1 шт | | Методика поверки | РТ-МП-4448-500-2017 | 1 шт. | | Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.346 ПФ | 1 шт. |
|
| Поверка | осуществляется по документу РТ-МП-4448-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 28.06.2017 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков Альфа А1800 - по методике проверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
УСПД RTU-327 - по методике поверки по методике проверки ДЯИМ466215.007 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;
Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 46656-11);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ)
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
|
| Заявитель | Публичное акционерное общество «Т Плюс» (ПАО «Т Плюс»)
ИНН 7715671659
Адрес: 143421, Московская область, Красногорский район, 26 км автодороги «Балтия», территория бизнес-центра «Рига-Ленд», строение 3
Телефон: +7 (495) 980-59-00
Факс: +7 (495) 980-59-08
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д.31
Телефон: +7(495)544-00-00, +7(499)129-19-11
Факс: +7(499)124-99-96
E-mail: info@rostest.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
|
