|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ОАО "ТГК-5" "Кировский" с Изменениями 1, 2 |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Фирма "Неон АВМ", г.Мытищи |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 001 |
| Назначение | Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-5» «Кировский» с Изменениями № 1, № 2 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-5» «Кировский», Свидетельство об утверждении типа RU.E.34.001.A № 46240, регистрационный № 49683-12 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов № 195 – 208.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-5» «Кировский» с Изменениями № 1, № 2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи и потребления отдельными технологическими объектами, а также сбора, хранения и обработки полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (1 раз в 30 минут, 1 раз в сутки, 1 раз в месяц) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача в организации–участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, электронных ключей, программных паролей);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация и коррекция времени).АИИС КУЭ включает в себя:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5; по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные типа СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 (Госреестр РФ № 36697-12), образующие первый уровень системы;
- устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325L (Госреестр № 37288-08), образующее второй уровень системы;
- комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Госреестр РФ № 44595-10), источник частоты и времени/сервер синхронизации времени ССВ-1Г (Госреестр РФ № 39485(08) (далее – ССВ-1Г), автоматизированное рабочее место (АРМ), а также программное обеспечение (ПО) АльфаЦЕНТР, установленное на сервере, которые образуют третий уровень системы.
АИИС КУЭ также включает каналообразующую аппаратуру и ряд вспомогательных технических средств.
Измерения электроэнергии выполняется путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками типа СЭТ-4ТМ.03М выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик производит измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U*I . Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2 – P2)0,5. Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
УСПД осуществляют сбор результатов измерений электроэнергии со счетчиков по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам
Сервер сбора данных HP ProLiant обеспечивает сбор измерительной информации с УСПД. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМ и информационное взаимодействие с организациями–участниками оптового рынка электроэнергии
АИИС КУЭ выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электрической энергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребления.
Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ организована при помощи ССВ-1Г, подключенного к серверу системы. Коррекция времени сервера производится по сигналам точного времени ССВ-1Г. Контроль рассогласования времени производится через каждые 5 минут, коррекция – по факту наличия расхождения, превышающего ±1с.
Коррекция времени УСПД RTU-325L осуществляется со стороны сервера системы. Контроль рассогласования времени производится с тридцатиминутным интервалом времени при каждом опросе сервером УСПД, коррекция – при наличии рассогласования ± 1 с. Коррекция времени электросчётчиков производится со стороны УСПД. Контроль времени расхождения производится при опросе счётчика, коррекция – по факту наличия расхождения, превышающего ±2 с.
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и сервера соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. В системе обеспечена возможность
автономного, удаленного и визуального съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 35 суток, на сервере – не менее 3,5 лет.
Для защиты информационных и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита, установка паролей на счетчики, УСПД и сервер.
Предусмотрено резервирование основного источника питания сервера, УСПД, счетчиков и каналов передачи цифровой информации.
Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов, и информационные кабели, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт после возобновления питания.
Средства измерений (СИ), входящие в состав АИИС КУЭ, приведены в Таблице 1.
Таблица 1 – СИ ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование | Тип СИ, номер Госреестра РФ | Количество, метрологические характеристики (МХ) | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 195 | Рез.ТСН 10BCS10
110 кВ | ТТ
ТОГФ-110
Госреестр № 44640-11 | 3 шт.
Класс точности 0,2S, Ктт= 1000/5 | | 196 | Бл.тр.ГТУ 10ВАТ10
110 кВ | ТТ
ТОГФ-110
Госреестр № 44640-11 | 3 шт.
Класс точности 0,2S
Ктт= 2000/5 | | 197 | Бл.тр.ПТУ 10ВАТ20
110 кВ | ТТ
ТОГФ-110
Госреестр № 44640-11 | 3 шт.
Класс точности 0,2S
Ктт= 1000/5 | | 197 | Бл.тр.ПТУ 10ВАТ20
110 кВ | счетчик
СЭТ-4ТМ.03М.01
Госреестр № 36697-12 | 1 шт.
Класс точности 0,5S/1,0
Iном=5 А, Imax=10 А |
| 198 | Ввод насекцию
6 кВ10ВВG10 | ТТ
ТОЛ-СЭЩ
Госреестр № 51623-12 | 3 шт.
Класс точности 0,5S
Ктт= 1500/5 | | 199 | Ввод насекцию
6 кВ10ВВН10 | ТТ
ТОЛ-СЭЩ
Госреестр № 51623-12 | 3 шт.
Класс точности 0,5S
Ктт= 1500/5 | | 200 | ТГ ГТ1 | ТТ
JKQ 870 С Госреестр № 41964-09 | 3 шт.
Класс точности 0,2S
Ктт= 10000/5 | | 201 | ТГ 10МКА10ГТУВозбуждение | ТТ
ТПЛ-20
№ГР 47958-11 | 3 шт.
Класс точности 0,2S
Ктт= 400/5 | | 202 | Ввод насекцию
6 кВ10ВВА10 | ТТ
ТОЛ-СЭЩ
Госреестр № 51623-12 | 3 шт.
Класс точности 0,5S
Ктт= 1500/5 | | 203 | Ввод насекцию
6 кВ10ВВВ10 | ТТ
ТОЛ-СЭЩ
Госреестр № 51623-12 | 3 шт.
Класс точности 0,5S
Ктт= 1500/5 | | 204 | ТГ ПТ1 | ТТ
JKQ 870 С Госреестр № 41964-09 | 3 шт.
Класс точности 0,2S
Ктт= 6000/5 | | 205 | ТГ 10МКА20ПТУВозбуждение | ТТ
ТПОЛ-10
Госреестр № 47958-11 | 3 шт.
Класс точности 0,2S
Ктт= 300/5 | | 206 | ГРП 110СFJ10GH001 | ТТ
Т-0,66
Госреестр № 22656-07 | 3 шт.
Класс точности 0,5S
Ктт= 100/5 | | 207 | ГРП 210СFJ10GH002 | ТТ
Т-0,66
Госреестр № 22656-07 | 3 шт.
Класс точности 0,5S
Ктт= 100/5 |
| 208 | Рабочий ТСН10ВВТ1015,75 кВ | ТТ
ТПЛ-20
Госреестр № 47958-11 | 3 шт.
Класс точности 0,2S
Ктт= 1500/5 | | ИК № 195 - 208 | Устройство сбора и передачи данных
RTU-325L
Госреестр № 37288-08 | Предел допускаемой абсолютной погрешности по электрической энергии и мощности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, получаемой со счетчиков, не более +/- 1 ед. младшего разряда |
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в порядке, установленном в ОАО «ТГК-5». Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
|
| Программное обеспечение |
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного на сервере АИИС КУЭ, приведены в таблице 2.
Предел допускаемой абсолютной погрешности при измерении электрической энергии и средней мощности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Таблица 2 – Идентификационные данные
| Наименование программного модуля (идентификаци-
онное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии програм-
много обеспече-
ния | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентифика-тора програм-
много обеспечения | | Программа –планировщик опроса и передачи данных
(стандартный каталог для всех модулей
C:alphacenterexe) | Amrserver.exe | 4.0.0.0 | 22262052A42D978C9C72F6A90F124841 | MD5 | | драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrс.exe | 4.0.0.0 | 58BD614E4EB1F0396E0BAF54C196324C | | драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 4.0.0.0 | 6E650C8138CB81A299ADE24C1D63118D | | драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 4.0.0.0 | 309BED0ED0653B0E6215013761EDEFEF | | Библиотека шифрования пароля счетчиков
A1700, A1140 | encryptdll.dll | 2.0.0.0 | 0939CE05295FBCBBBA400EEAE8D0572C | | библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | нет сведений | B8C331ABB5E34444170EEE9317D635CD |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010: «С».
|
| Метрологические и технические характеристики |
Основные технические и метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение
характеристики | Примечания | | Количество дополнительных измерительных каналов | 14 | ИК № 195 - 208 | | Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 110 | ИК 195 - 197; | | Отклонение напряжения, % от номинального, не более | (10 | В рабочих условиях эксплуатации | | Номинальные значения первичных токов ТТ, А | 100 | ИК № 206, 207 | | Диапазон изменения тока, % от номинального, не более | от 1 до 120 | ИК № 195 - 208
В рабочих условиях эксплуатации. | | Диапазон изменения коэффициента мощности | от 0,5 до 1,0 | В рабочих условиях эксплуатации. | | Фактический диапазон рабочих температур для компонентов
системы, (С:
трансформаторы напряжения, тока
электросчетчики;
УСПД | от минус 20 до плюс 40;
от плюс 5 до плюс 35
от плюс 5 до плюс 40 | ИК № 195 - 197
ИК № 198 - 199, 202, 203, 206, 207
ИК № 200-201, 204, 205, 208 | | Суточный ход системных часов часов, с/сут | (5 | С учетом коррекции времени в системе | | Предел допускаемого значения разности показаний часов всех компонентов системы, с | (5 | С учетом внутренней коррекции времени в системе | | Срок службы, лет:
трансформаторы напряжения, тока;
электросчетчики;
УСПД | 25
30
15 | В соответствии с технической документацией завода-изготовителя |
Таблица 4 - Пределы относительных погрешностей ИК (активная электрическая энергия и мощность) в рабочих условиях эксплуатации
| Номера
каналов | Значение
сos ( | ±(2 %Р,
[ %]
WpI2%≤Wpизм
| ±(5 %Р,
[ %]
WpI5%≤ Wpизм<
WpI20% | ±(20 %Р,
[ %]
WpI20%≤ Wpизм<
WpI100% | ±(100 %Р,
[ %]
WpI100%≤Wpизм≤
WpI120% | | | 195, 196, 197 | 1 | (2,0 | (1,5 | (1,4 | (1,4 | | 198, 199,202, 203 | 1 | (1,9 | (1,2 | (1,0 | (1,0 | | 200, 201,
204, 205,
208 | 1 | (1,2 | (0,8 | (0,8 | (0,8 | | 206,207 | 1 | (2,1 | (1,4 | (1,3 | (1,3 |
Таблица 5 - Пределы относительных погрешностей ИК (реактивная электрическая энергия и мощность) в рабочих условиях эксплуатации
| Номера
каналов | Значение
сos (/sin( | ±(2 %Р,
[ %]
WpI1(2)%≤ Wpизм | ±(5 %Р,
[ %]
WpI5%≤ Wpизм<
WpI20% | ±(20 %Р,
[ %]
WpI20%≤ Wpизм<
WpI100% | ±(100 %Р,
[ %]
WpI100%≤Wpизм
≤WpI120% | | | 195, 196,
197 | 0,8/0,6 | (4,0 | (3,7 | (3,4 | (3,4 | | 198,199,
202,203 | 0,8/0,6 | (4,7 | (2,8 | (2,4 | (2,4 | | 200,201,
204,205,208 | 0,8/0,6 | (2,6 | (2,0 | (1,9 | (1.9 | | 206,
207 | 0,8/0,6 | (5,4 | (3,9 | (3,5 | (3,5 |
±δ 2% P (±δW Q 2% )- предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 2 % ≤ I/ Iном < 5 %
±δ 5% P (±δW Q 5%) - предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 5 % ≤ I/ Iном < 20 %
±δ 20% P ( δW Q 20% )- предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 20 % ≤ I/ Iном ≤ 120 %
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ в части дополнительных измерительных каналов приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонентов | Кол-во, шт. | | | | Трансформаторы тока | | ТОГФ-110 | 9 | | ТОЛ-СЭЩ | 12 | | JKQ 870 С | 6 | | ТПЛ-20 | 6 | | ТПОЛ-10 | 3 | | Т-0,66 | 6 | | Трансформаторы напряжения | | НКФА | 9 (9 в резерве) | | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 12 | | TJC 6-G | 15 | | Счётчики электрической энергии | | СЭТ-4ТМ.03М | 9 | | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 3 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 2 | | Устройство сбора и передачи данных | | | RTU-325L | 1 | | сервер сбора данных HP ProLiant | 1 | | комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» | 1 | | Источник частоты и времени/сервер синхронизации времени
ССВ-1Г | 1 | | Коммутатор ЛВС Cisco Catalist WS-C2950T-24 | 1 | | Управляемый коммутатор EDS-50SAS-3S-SC-T | 1 | | Маршрутизатор ЛВС Cisco Cisco 2811-HSEC/K9 | 1 | | Блок питания STEP-PC/1AC/24DC/2,5 | 1 | | Источник бесперебойного питания APCSmart-UPS420VA | 1 | | Преобразователь интерфейса Nport 1A 51501-S-SC | 1 | | Оптический кросс KPC-24-ST | 1 | | Оптический кросс KPC-8-ST | 1 | | | | Методика поверки | 1 экземпляр | | Инструкция по эксплуатации ТЦДК.411734.049.ИЭ.02 | 1 экземпляр | | Формуляр ТЦДК.411734.049.ФО.02 | 1 экземпляр | | Методика измерений | 1 экземпляр |
|
| Поверка |
осуществляется по документу МП-2203-0237-2012 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала «ТГК-5» «Кировский». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в феврале 2012 г.
Средства поверки СИ - по документам на измерительные компоненты:
ТТ – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
ТН – по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»; МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35…. 330√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 – по документу «ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
УСПД RTU-325L – по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 г.;
ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденному ГЦИ СИ «Связь Тест» ФГУП ЦНИИС в 2008 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, Госреестр РФ № 27008-04.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
- при осуществление торговли и товарообменных операций.
|
| Заявитель |
ООО «Фирма «Неон АВМ»
Россия, 141002, г. Мытищи Московской обл., ул. Колпакова, д.2, корп.15
тел./факс (495) 582-35-42, e-mail: neon-avm2@list.ru
|
| Испытательный центр |
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»,
регистрационный номер в Государственном реестре № 30001-10,
190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр., д.19
тел. (812) 251-76-01, факс (812) 713-01-14, e-mail:info@vniim.ru
|
