|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала "ХТСК" АО "ДГК" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск |
| 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.№ МЦЭ.422231.005.03 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала «ХТСК» АО «ДГК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), установленные на объектах АИИС КУЭ;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Первичные фазные 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на вход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.
Предусмотрена передача информации в АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCPIP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и других.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя устройство синхронизации времени, созданное на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования – ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ±1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сравнение времени сервера с временем УСПД осуществляется при каждом опросе, коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера и часов УСПД более, чем в ±2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передач данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
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 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристикиИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 1сш-6кВ, яч.8 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
1500/5
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
(рег. №) 47958-11 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,2
6000:√3/100:√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | ARIS-2803
Рег. №
67864-17 | | 2 | Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш-6кВ, яч.29 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
1500/5
Рег. № 47958-11 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,2
6000:√3/100:√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | | 3 | Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш-6кВ, яч.23 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
400/5
Рег. № 47958-11 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,2
6000:√3/100:√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | | 4 | Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш-6кВ, яч.26 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
400/5
Рег. № 47958-11 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,2
6000:√3/100:√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | | 5 | Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 1сш-6кВ, яч.7 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
400/5
Рег. № 47958-11 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,2
6000:√3/100:√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | | 6 | РУСН-0,4 кВ Здания распредустройства ТВС, Ф-22 0,4кВ | ТШП-0,66
Кл. т. 0,5
600/5
Рег. № 71402-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | | 7 | РУСН-0,4 кВ Здания распредустройства ТВС, Ф-17 0,4кВ | ТШП-0,66
Кл. т. 0,5
600/5
Рег. № 71402-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | | 8 | ТП-126 6кВ,
РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т1 | ТШП-0,66
Кл. т. 0,5
1000/5
Рег. № 47957-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | | 9 | ТП-126 6кВ,
РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т2 | ТШП-0,66
Кл. т. 0,5
1000/5
Рег. № 47957-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 10 | Биробиджанская ТЭЦ, РУСН-0,4кВ-1, КШ1 АБК 0,4кВ, ВЛ-0,4кВ в сторону ООО "Вымпелком" | Т-0,66 У3
Кл. т. 0,5
20/5
Рег. № 17551-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | ARIS-2803
Рег. №
67864-17 | | 11 | Биробиджанская ТЭЦ, РУСН-0,4кВ-1, КШ2 АБК 0,4кВ, ВЛ-0,4кВ в сторону ООО "Театральное" | Т-0,66 М У3
Кл. т. 0,5
50/5
Рег. № 36382-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-17 | | Примечания:
Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 - 5 | Активная
Реактивная | 1,0
2,2 | 3,3
5,4 | | 6 - 11 | Активная
Реактивная | 1,0
2,1 | 3,2
5,4 | | Примечания:
Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% Iном cos( = 0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном
- коэффициент мощности, cos(
- температура окружающей среды, °C | от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -45 до +40
от -40 до +60
от -40 до +60
0,5 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 220000
2
125000
24
0,99
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
ИВКЭ:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее | 45
45
3,5 | | ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
попытка несанкционированного доступа;
факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
ИВК.
-наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчике;
пароль на УСПД;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-счетчиках (функция автоматизирована);
-УСПД (функция автоматизирована);
-ИВК (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 12 шт. | | Трансформаторы тока | ТШП-0,66 | 6 шт. | | Трансформаторы тока | ТШП-0,66 | 6 шт. | | Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 3 шт. | | Трансформаторы тока | Т-0,66 М У3 | 3 шт. | | Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-6 | 6 шт. | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 5 шт. | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 6 шт. | | Контроллеры многофункциональные | ARIS-2803 | 1 шт. | | Программное обеспечение | ТЕЛЕСКОП+ | 1 шт. | | Методика поверки | МС 012-2019 | 1 экз. | | Формуляр | МЦЭ.422231.005.03 ФО | 1 экз. |
|
| Поверка |
осуществляется по документу МС 012-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала «ХТСК» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденномуООО «МетроСервис» 15.10.2019 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3…35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
по МИ 3195-2009 – ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
по МИ 3196-2009 – ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации» Часть 2 «Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
для УСПД ARIS-2803 – в соответствии с документом ПБКМ.424359.016 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx. Методика поверки», утвержденным ООО «ИЦРМ» 21.04.2017 г.
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (рег. № 27008-04);
термогигрометр Ива-6А-Д (рег. № 46434-11).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала «ХТСК» АО «ДГК»
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
|
| Заявитель | Акционерное общество «Дальневосточная генерирующая компания» (АО «ДГК»)
ИНН 1434031363
Адрес: 680000, г. Хабаровск, ул. Фрунзе, 49
Телефон: +7 (4212) 30-49-14
Факс: +7 (4212) 26-43-87
Web-сайт: www.dvgk.ru
E-mail: dgk@dgk.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический сервисный центр» (ООО «МетроСервис»)
Адрес: 660133, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Сергея Лазо, 6а
Телефон: +7 (391) 224-85-62
E-mail: E.E.Servis@mail.com
Аттестат аккредитации ООО «МетроСервис» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
| |
