Номер по Госреестру СИ: 90935-23
90935-23 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала АО "Квадра" - "Воронежская генерация" ТЭЦ-2 ГРУ 6 кВ
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала АО «Квадра» - «Воронежская генерация» ТЭЦ-2 ГРУ 6 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс ОРЭМ - АРМ пользователя» и ПО «Энфорс Энергия 2+».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «Энфорс ОРЭМ - АРМ пользователя» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже |
8.2.15.462 |
Программа администрирования и настройки bp admin.exe |
2D8D14D8C526BD7F3883D1632C74878E |
Идентификационное наименование ПО |
«Энфорс Энергия 2+» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже |
5.0.41.1 |
Программа опроса и передачи данных Collector energy.exe |
132F7FB4207B35039F7DDD366D28708E |
Алгоритм вычисления цифровых идентификаторов модулей ПО «Энфорс ОРЭМ - АРМ пользователя», ПО «Энфорс Энергия 2+» |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист паспорта-формуляра типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированная информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала АО «Квадра» - «Воронежская генерация» ТЭЦ-2 ГРУ 6 кВ», аттестованном ФБУ «Воронежский ЦСМ». Аттестат аккредитации ФБУ Воронежский ЦСМ» от 25.03.2014 № 01.00272-2014.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ПравообладательАкционерное общество «Квадра» - «Генерирующая компания» (АО «Квадра»)
ИНН 6829012680
Юридический адрес: 119017, г. Москва, вн.тер.г. Муниципальный округ Якиманка, ул. Большая Ордынка, д. 40, стр. 1
+7(495)739-73-33 Е-mail: office@quadra.ru
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергоучет» (ООО «Энергоучет»)ИНН 3663051069
Адрес: 394007, г. Воронеж, ул. Димитрова, д. 2а, оф. 5
Телефон (473) 242-89-81
E-mail: energouchetvrn@mail.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Воронежской области» (ФБУ «Воронежский ЦСМ»)ИНН 3664009359
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Станкевича, д. 2
Телефон (факс): +7 (473) 257-45-05
Е-mail: mail@csm.vrn.ru, www.csm-vrn.ru
Правообладатель
Акционерное общество «Квадра» - «Генерирующая компания» (АО «Квадра»)ИНН 6829012680
Юридический адрес: 119017, г. Москва, вн.тер.г. Муниципальный округ Якиманка, ул. Большая Ордынка, д. 40, стр. 1
+7(495)739-73-33 Е-mail: office@quadra.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационный комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) (далее по тексту - сервер ИВК), устройство синхронизации системного времени (далее - УСВ-2), программное обеспечение ПО «Энфорс ОРЭМ - АРМ пользователя» и ПО «Энфорс Энергия 2+», автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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. 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 сервера ИВК, где осуществляется хранение, накопление и обработка поступающей информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Сервер ИВК с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
Сервер ИВК раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет через OnLineInternet канал и коммутируемый канал телефонной ГТС связи в виде данных о 30-минутных приращениях потребления электроэнергии и состоянии средств измерений потребителям информации АИИС КУЭ филиала АО «Квадра» - «Воронежская генерация» ГРУ-6кВ ТЭЦ-2: ПАО «ТНС энерго Воронеж»; ИАСУ КУ АО «АТС»; Филиал ПАО «Россети Центр» - «Воронежэнерго»; Филиал ОАО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и сервер ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации УСВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
Сервер ИВК в автоматическом режиме (не реже 1 раза в сутки), сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2 и не зависимо от величины расхождения производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-2.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера ИВК равного ±1 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика, сервера ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение заводского номера непосредственно на АИИС КУЭ не предусмотрено.
АИИС КУЭ присвоен заводской номер 02 указывается в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.
Заводские номера измерительных компонентов приводятся в эксплуатационной документации на эти компоненты и эксплуатационных документах на АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Измерительный трансформатор тока |
ТПЛ-10-2 М2АС |
4 |
ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 |
8 | |
Измерительный трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ - 4ТМ.03М.01 |
6 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Сервер ИВК |
HP Proliant DL380 Gen 10 |
1 |
Паспорт-формуляр |
НСЛГ.466645.081 ПА |
1 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2 - 6.
Таблица 2 - Состав ИК
№ ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ/ сервер |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
123 |
Воронежская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. 6А |
ТЛП-10-2 М2АС 600/5, A, C Кл.т. 0,5S Рег. № 30709-11 |
НАМИТ-10 6000/^3/100/^3 А, В, С Кл.т.0,5 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
HP Proliant DL380 Gen10 УСВ-2 в комплекте с Глонасс/GPS приемником Рег.№ 82570-21 |
124 |
Воронежская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. 6Б |
ТЛП-10-2 М2АС 600/5, A, C Кл.т. 0,5S Рег. № 30709-11 |
НАМИТ-10 6000/^3/100/^3 А, В, С Кл.т. 0,5 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
125 |
Воронежская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. 9А |
ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 400/5, A, C Кл.т. 0,5S Рег. № 70109-17 |
НАМИТ-10 6000/^3/100/^3 А, В, С Кл.т. 0,5 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
126 |
Воронежская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. 9Б |
ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 400/5, A, C Кл.т. 0,5S Рег. № 70109-17 |
НАМИТ-10 6000/^3/100/^3 А, В, С Кл.т. 0,5 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
127 |
Воронежская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. 24А |
ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 600/5, A, C Кл.т. 0,5S Рег. № 70109-17 |
НАМИТ-10 6000/^3/100/^3 А, В, С Кл.т.0,5 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
128 |
Воронежская ТЭЦ-2, ГРУ-6 кВ, яч. 24Б |
ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 600/5, A, C Кл.т. 0,5S Рег. № 70109-17 |
НАМИТ-10 6000/^3/100/^3 А, В, С Кл.т.0,5 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Примечания к таблице 2:
-
1. Допускается замена ТТ, ТН, 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
-
2. Допускается замена УССВ на аналогичные средства измерений утвержденного типа.
-
3. Допускается замена сервера ИВК без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
-
4. Допускается замена ПО на аналогичное, с версией, не ниже указанной в описании типа средств измерений.
-
5. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений
-
6. 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- Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях
Границы интервалов относительных погрешностей измерения АИИС КУЭ активной (±5wa,%) электроэнергии (мощности) при доверительной вероятности 0,95 | ||||
Номер ИК и классы точности компонентов (средств измерений), входящих в состав уровня ИИК |
cos ф |
Диапазон тока | ||
5%<1изм<20% |
20%< 1изм <100% |
100%< 1изм <120% | ||
123, 124, 125, 126, 127, 128 ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 0,5S |
0,5 |
3,0 |
2,3 |
2,3 |
0,8 |
1,7 |
1,3 |
1,3 | |
1,0 |
1,2 |
1,0 |
1,0 | |
Границы интервалов относительных погрешностей измерения лИИС КУЭ реактивной (±5wp,%) электроэнергии (мощности) при доверительной вероятности 0,95 | ||||
Номер ИК и классы точности компонентов (средств измерений), входящих в состав уровня ИИК |
cos ф |
Диапазон тока | ||
5%< 1изм <20% |
20%< 1изм <100% |
100%< 1изм <120% | ||
123, 124, 125, 126, 127, 128 ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 1,0 |
0,5 |
1,8 |
1,5 |
1,5 |
0,87 |
3,2 |
2,5 |
2,5 | |
Примечания I5, I20, I100, I120,- сила тока 5%, 20%, 100%, 120% относительно номинального тока ТТ или базового тока счетчика; 1изм - сила тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ или базового тока счетчика |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях
Границы интервалов относительных погрешностей измерения лИИС КУЭ активной (±5wa,%) электроэнергии (мощности) при доверительной вероятности 0,95 | ||||
Номер ИК и классы точности компонентов (средств измерений), входящих в состав уровня ИИК |
cos ф |
Диапазон тока | ||
5%<1изм<20% |
20%< 1изм <100% |
100%< 1изм <120% | ||
123, 124, 125, 126, 127, 128 ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 0,5S |
0,5 |
3,1 |
2,5 |
2,5 |
0,8 |
1,8 |
1,5 |
1,5 | |
1,0 |
1,3 |
1,2 |
1,2 | |
Границы интервалов относительных погрешностей измерения лИИС КУЭ реактивной (±§wp,%) электроэнергии (мощности) при доверительной вероятности 0,95 | ||||
Номер ИК и классы точности компонентов (средств измерений), входящих в состав уровня ИИК |
cos ф |
Диапазон тока | ||
5%< 1изм <20% |
20%< 1изм <100% |
100%< 1изм <120% | ||
123, 124, 125, 126, 127, 128 ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 1,0 |
0,5 |
2,7 |
2,6 |
2,6 |
0,87 |
3,9 |
3,4 |
3,4 |
Таблица 5- Метрологические характеристики СОЕВ
Наименование характеристики СОЕВ |
Значение |
Пределы допускаемых значений смещений шкалы времени СОЕВ относительно национальной шкалы времени UTC (SU), с |
± 5 |
Лист № 6
Всего листов 9
Таблица 6 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
6 |
Нормальные условия: - напряжение, % от ином, |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos ф(яп ф) |
от 0,5инд. до 0,8емк. |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,5 до 51,5 |
- коэффициент мощности cos ф (sin ф) |
от 0,5инд. до 0,8емк. |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,°С |
от -40 до + 60 |
- температура окружающей среды в местах расположения счетчиков, °С |
от +5 до +35 |
- температура окружающей среды для сервера ИВК, °С |
от +10 до +25 |
- атмосферное давление, кПа |
от 80,0 до 106,7 |
- относительная влажность, %, не более |
98 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчик: СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
ТТ: ТЛП-10-2 М2АС, ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
400000 |
ТН: НАМИТ-10 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
400000 |
Глубина хранения информации в счетчике СЭТ-4ТМ.03М.01 каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут |
114 |
Глубина хранения в сервере ИВК результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 ИВК;
- защита на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на сервере ИВК.