Номер по Госреестру СИ: 77469-20
77469-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.07.06). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3Е736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2. МВИ 26.51.43/21/19, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные 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
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 26.51.43/21/19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 04.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений , входящими в состав АИИС КУЭ ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде (рег. № 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»
(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)
ИНН 7714348389
Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, кор. 12, этаж 2, пом II, ком 9 Телефон: 8 (495) 230-02-86
E-mail: info@energometrologia.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области»
(ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134
Телефон: 8 (846) 336-08-27
Факс: 8 (846) 336-15-54
E-mail: referent@samaragost.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер баз данных (СБД) построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределённой среде виртуализации VMware vSphere High Availability, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (УССВ), локально-вычислительную сеть,
программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
-
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации на АРМах.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи в сети интернет 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым системным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов сервера и системы глобального позиционирования более ±2 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера более ±2 с. От сервера также обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
22 |
ТЛМ-10 |
18 | |
ТФЗМ-110Б-ШХЛ1 |
5 | |
ТФЗМ-110БЛУ |
1 | |
ТФНД-110М |
21 | |
ТШЛ20Б-1 |
6 | |
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-15-63 |
6 |
НКФ-110-57 У1 |
9 | |
НТМИ-6-66 |
2 | |
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 |
19 |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 | |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
8 | |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 | |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 | |
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-3 |
1 |
Основной сервер |
VMware vSphere High Availability |
1 |
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
1 |
Документация | ||
Методика поверки |
МП 26.51.43/21/19 |
1 |
Формуляр |
ФО 26.51.43/21/19 |
1 |
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УССВ / Сервер | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
Костромская ТЭЦ-2, Турбогенератор №1 |
ТШЛ20Б-1 8000/5, КТ 0,2 Рег. № 4016-74 |
ЗНОМ-15-63 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
2 |
Костромская ТЭЦ-2, Турбогенератор №2 |
ТШЛ20Б-1 8000/5, КТ 0,2 Рег. № 4016-74 |
ЗНОМ-15-63 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
3 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 2 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
4 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ , яч. № 4 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
5 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ , яч . № 7 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
6 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 8 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
7 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 10 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
8 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. № 11 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 (I С.Ш.) НКФ-110-57 У1 (II С.Ш.) 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
9 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ , яч. № 12 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
10 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ , яч. № 15 |
ТФЗМ-110Б-ШХЛ1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 26421-04 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
11 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ , яч. № 16 |
ТФЗМ-110Б-ГУ ТФЗМ-110Б-ШХЛ1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 26422-04 Рег. № 26421-04 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
12 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 1 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
13 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 2 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
14 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 4 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
15 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 5 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
16 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 7 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
17 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 8 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
18 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ -6 кВ , секция 1 АР, яч. № 9 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
19 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 10 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
20 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 11 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
21 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 13 |
ТВЛМ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
22 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 4 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
23 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 5 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
24 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 6 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
25 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 7 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
26 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 8 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
27 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 9 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
28 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 10 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
1, 2 |
Активная Реактивная |
0,8 1,2 |
1,5 2,3 |
3-31 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
|
Примечания:
100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
31 |
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до102 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,8 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
- частота, Гц |
50 |
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- коэффициент мощности cosj (sinj) |
от 0,5 инд. до 1 емк |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С СЭТ-4ТМ.03М |
от -40 до +60 |
СЭТ-4ТМ.03 |
от -40 до +60 |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
от -40 до +55 |
- температура окружающей среды для сервера, °С |
от +10 до + 30 |
- атмосферное давление, кПа |
от 80,0 до 106,7 |
- относительная влажность, %, не более |
98 |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М |
165000 |
СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02 |
90000 |
УСВ-3 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин , сут |
114 |
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения ;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика ;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки ;
- сервера БД ;
- защита на программном уровне :
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на сервер БД.