Номер по Госреестру СИ: 91617-24
91617-24 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Владивостокская ТЭЦ-2" АО "ДГК"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+».
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 |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» АО «ДГК», аттестованном ООО «МЦМО», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 01.00324-2011.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 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».
ПравообладательАкционерное общество «Дальневосточная генерирующая компания» (АО «ДГК»)
ИНН 1434031363
Юридический адрес: 680000, г. Хабаровск, ул. Фрунзе, д. 49
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЛЕММА» (ООО «ЛЕММА») Адрес: 620102, Свердловская обл., г. Екатеринбург, ул. Ясная, д. 28, кв. 23 Телефон: +7 (343) 372-00-57Web-сайт: www.lemma-ekb.ru
E-mail: lemma-ekb@mail.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
-
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
-
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ): основное - ИСС, резервное - приемник, входящий в состав ЭКОМ - 3000, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту -ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 поступает на сервер АИИС КУЭ в составе верхнего - второго уровня системы.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (далее - ЭП) с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК и ИВК.
СОЕВ включает в себя УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемников, входящих в состав УССВ (основного и резервного). Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени основного УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с (программируемый параметр) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ. В случае отключения основного УССВ сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ осуществляется со шкалой времени резервного УССВ во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в сутки.
При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ равного ±2 с (программируемый параметр) и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ ВТЭЦ-2/021) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером в составе уровня ИВК.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТВ-ЗТМ |
12 |
Трансформаторы тока |
ТШЛ-20К |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-ЭК |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ESM |
6 |
Устройство синхронизации системного времени |
ИСС |
1 |
Устройство синхронизации системного времени |
ЭКОМ-3000 |
1 |
Программное обеспечение |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» |
1 |
Паспорт-формуляр |
ТЕРЦ.100.00.021 ПФ |
1 |
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ): основное - ИСС, резервное - приемник, входящий в состав ЭКОМ - 3000, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту -ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 поступает на сервер АИИС КУЭ в составе верхнего - второго уровня системы.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (далее - ЭП) с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК и ИВК.
СОЕВ включает в себя УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемников, входящих в состав УССВ (основного и резервного). Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени основного УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с (программируемый параметр) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ. В случае отключения основного УССВ сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ осуществляется со шкалой времени резервного УССВ во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в сутки.
При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ равного ±2 с (программируемый параметр) и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ ВТЭЦ-2/021) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером в составе уровня ИВК.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+».
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 |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УССВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ 110 кВ. Ячейка №1. Трансформатор Т-1 |
ТВ-ЗТМ Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 78965-20 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
ESM Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 | |
2 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ 110 кВ. Ячейка №3. РТСН-1 |
ТВ-ЗТМ Кл.т. 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 78965-20 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
ESM Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
ИСС Рег. № 71235-18 / ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 |
3 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ 110 кВ. Ячейка №16. КЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2 Волна №1 |
ТВ-ЗТМ Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 78965-20 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-13 |
ESM Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 | |
4 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ 110 кВ. Ячейка №17. КЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2 Волна №2 |
ТВ-ЗТМ Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 78965-20 |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 |
ESM Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
5 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ГРУ 10,5 кВ. Ячейка ГВ 10,5 кВ Г1 (основной) |
ТШЛ-20К Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 68184-17 |
ЗНОЛ-ЭК Кл. т. 0,2 Ктн 10500/^3/100/^3 Рег. № 68841-17 |
ESM Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
ИСС Рег. № 71235-18 / ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 |
6 |
Владивостокская ТЭЦ-2, ГРУ 10,5 кВ. Ячейка ГВ 10,5 кВ Г1 (резервный) |
ТШЛ-20К Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 68184-17 |
ЗНОЛ-ЭК Кл. т. 0,2 Ктн 10500/^3/100/^3 Рег. № 68841-17 |
ESM Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||
Примечания:
|
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
6 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС |
от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
- температура окружающей среды в месте расположения основного УССВ, оС |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения резервного УССВ, оС |
от -30 до +50 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
170000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Основное УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
125000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
Резервное УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
350000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
- при отключении питания, год, не менее |
30 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, 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 оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчика:
-
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
-
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
-
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
-
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
-
- перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
-
- журнал сервера:
-
- изменение значений результатов измерений;
-
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
-
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
-
- пропадание питания;
-
- замена счетчика;
-
- полученные с уровней ИИК «Журналы событий».
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- счетчика;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).