Номер по Госреестру СИ: 77525-20
77525-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала "ХТСК" АО "ДГК"
( )
Назначение средства измерений:
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.
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:
|
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала «ХТСК» АО «ДГК», аттестованном ООО «МетроСервис», аттестат аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные 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
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МС 012-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КУЭ) Биробиджанской ТЭЦ филиала «ХТСК» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ООО «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.
Изготовитель
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
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «МЦ-Энергия » (ООО «МЦ-Энергия»)ИНН 2724186674
Адрес: 680009, г. Хабаровск, ул. Промышленная, д.3, оф.304/02
Телефон/факс: +7 (962) 500-81-51
E-mail: mc-energi@mail.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
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 TCP\IP 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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 -
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. |
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 характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты | |||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
Биробиджанская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 1 сш-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, 1 сш-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:
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||
1 - 5 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
|
6 - 11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,4 |
Примечания:
|
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- сила тока, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности, cosj |
0,87 |
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- сила тока, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
- для ТТ и ТН |
от -45 до +40 |
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
- для УСПД |
от -40 до +60 |
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
125000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
ИВК: | |
- коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
Глубина хранения информации | |
Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
45 |
ИВКЭ: | |
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
ИВК: | |
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
лет, не менее |
3,5 |
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 ).