Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Владивостокская ТЭЦ-2" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Владивостокская ТЭЦ-2" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК", 70818-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	70818-18
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Владивостокская ТЭЦ-2" филиала "Приморская генерация" АО "ДГК"
Изготовитель	АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск
Год регистрации	2018
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

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 - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й уровень - измерительно-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.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 выход 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.

Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ 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 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субьектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. 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. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

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+, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

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

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты ПО - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Канал измерений		Состав измерительного канала						Метрологические характеристики
1 №	Диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №)		Обозначение, тип		Б « я н « н н К	УСПД	Вид энергии	Основная погрешность ИК (±5), %	Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %
1	2	3		4		5	6	7	8	9
1	Владивостокская ТЭЦ-2, Генератор Г-1	н н	Кт = 0,2S Ктт = 8000/5 № 21255-08	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2	160000	ЭК0М-3000 рег. № 17049-09	Активная Реактивная	0,8 1,6	2,2 2,0
				В	ТШЛ-20-1 УХЛ2
				С	ТШЛ-20-1 УХЛ2
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 № 3344-08	А	ЗН0Л.06-10 УЗ
				В	ЗН0Л.06-10 УЗ
				С	ЗН0Л.06-10 УЗ
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М

Продолжение таблицы 2

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Владивостокская ТЭЦ-2, Г енератор Г-4

Счетчик

Владивостокская ТЭЦ-2, Г енератор Г-3

Счетчик

Владивостокская ТЭЦ-2, Г енератор Г-2

Счетчик

ю*	W Н	W н	ю*	W	Кт	ю*
Ю	н	W н	OJ	W	II	OJ
Ю	II 00	II	Ov Ov	о л	о	VO
	II 00	о	VO	II	"ю
	О	"ю	^1	II	сг>	Ov
О	о	СЛ	О		<э	о
00			00		'ui	^1

LtJ

i?	W d	W
ю		н
1—-J	II	II
ю Ul 1	00 о о	II о "ю
о	о	СЛ
00

* *

io* Н

OJ W II

9 о о\ £ Я

VO и ю " СЛ

о^о

^ я

ю* Н

OJ W II

9 о

о\ ^ Я

VO II ю

" СЛ

0^0

ю*

■

ю*

о о о о

LtJ

^ JO LtJ

со

■

160000

о о О АН 2 vp >г

О i? о ^ о о

160000

о>

рэ

со

В3

JN)

\h>

Ъо

1 5=1

о S

H 2

0 H a ^

1 O 4^

Js>

Ъо

js>

"to

'ui

"to

Продолжение таблицы 2

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Владивостокская ТЭЦ-2, ОРУ 220кВ, яч. 2,

BJI 220кВ Артёмовская ТЭЦ - Владивостокская ТЭЦ-2

Счетчик

Владивостокская ТЭЦ-2, Г енератор Г-6

Счетчик

Владивостокская ТЭЦ-2, Г енератор Г-5

Счетчик

ю*		Кт	i?
LtJ		II	OJ
Ov Ov	о -С	о	VO
VO	II	“ю
^1 1	II	сг>	Ov 1
о		<э	о
00		'ui	^1


\о*	d
Ю		н
I—-J	п	и
ю Ul 1	00 о о	и о “ю
о	о	сг>
00

* *

io* Н

OJ W II

9 о о\ £ Я

VO и ю " СЛ

о^о

iо*

LtJ VO VO Ov О Ov ^

о Q 00 ^

иг

ю*

■

Ю*

u> Я

ov 9

Ov ^

^ II

о ^ 00

ю*

LtJ

о "to ся

оо

■

со

-р*.

1650000

160000

о сг> О Г1 2

о io* о

О О

<т>

рэ

со

<т>

рэ

со

<т>

рэ

со

'lyi

Ъо

Is)

“о

Js)

Продолжение таблицы 2

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-1 ЮкВ, СШ-1 ЮкВ, яч.13, KBJI110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2 ■ Орлиная с отпайкой на ПС Голубинка

Счетчик

Владивостокская ТЭЦ-2, ОРУ 220кВ, яч. 3, ШОВ 220кВ

Счетчик

Владивостокская ТЭЦ-2, ОРУ 220кВ, яч. 4, КВЛ 220кВ Владивостокская ТЭЦ-2 - Зелёный угол

Счетчик

* я

^ нн Н

OJ W II

о! Л Я

S 11 й

* *

^ нн Н

OJ W ||

о! ^ я

S 11 й


ю	о		OJ	3
-р*.	о		VO	II
К)	о	II	VO
	о		ON
00	>-		On	Lt\
■ о	OJ	ю	1	о
00			о	'VI

"ю сг>

iо*

0 -р*. -р*.

^ нн Н

OJ W II

о! ^ я

S 11 й

ю*

■

ю*

ю ^1 о

On On О Ю °"ю | о 1 о сл

^ о о

| о 1 о сл

00 н^

оо

-р*.

■

о\

165000

1320000

1650000

о о У Ю "Г ^ ^ о io1 о

о о

<т>

РЭ

со

<т>

РЭ

СИ

о>

со

В3

<т>

РЭ

о\

Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-1 ЮкВ, СШ-1 ЮкВ, яч.6, BJI110 кВ «ВТЭЦ-2 -Загородная-Улисс-Голдобин» 1ая

Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-1 ЮкВ, СШ-1 ЮкВ, яч.4, BJI 110 кВ «ВТЭЦ-2 - А» 2ая

Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-1 ЮкВ, СШ-1 ЮкВ, яч.2, BJI 110 кВ «ВТЭЦ-2 - А» 1ая

IS)

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

оо

W
н
д
II

о
о н	VO
О \|\|	^1
^ о	ю о
	1 о
	ON
о
о
LtJ

W
н
д
II

о ^
о н	VO
о II	^1
^ о	ю о
	1 о
	Ov
о
о
OJ


н
д
II

о
о н	VO
о II	^1
^ о	ю о
	1 о
	OV
о
о
OJ

ю*		Кт	ю*
LtJ		II	1S)
On On	о л	о	-р*. 1S)
VO	II	"ю
^1 i	II	сг>	00 1
О		<э	о
00		'ui	00

ю*		Кт	ю*
OJ		II	IS)
Ov Ov	о	о	IS)
VO	II	"to
^1 1	II	ся	00 1
о		jo	о
00		'ui	00

io* Н

OJ W II

9 о

о\ ^ Я

VO и ю

" ся

'ui

оо

О td >

■

0 (J

165000

о о О Р 2

О i? о ^ о _о

165000

о\

о>

рэ

со

<т>

РЭ

со

<т>

РЭ

со

JS)

“о

JS)

“о

JS)

“о

"vo

<т>

1 5=1

8 S

н 2 о н а ^

,_, Ю'

Продолжение таблицы 2

-а

сг>

РЭ

-а

сг>

Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-1 ЮкВ, СШ-1 ЮкВ, яч.Ю, КВЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2 -Залив с отпайкой на ПС Голубинка

Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-1 ЮкВ, СШ-1 ЮкВ, яч.8, ВЛ 110 кВ «В ТЭЦ-2 -Загородная-Улисс-Голдобин» 2ая

Владивостокская ТЭЦ-2, ЗРУ-1 ЮкВ, яч.9, ОМВ-ПОкВ

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

* *

^ нн Н

OJ W II

о! Л Я

S 11 й 0^0 оо

iо*

^ нн Н

OJ W II

о! ^ я S 11 й

0^0

^ HH H

S А Я

S 11 Й

0^0

ю*

LtJ VO VO On о On ^ ° o ^

ю ю

Lti On О

On О I)

| о 1 о сл

VO •--J Ю

о ^

сЬ Я

On ^

■

LtJ

660000

165000

о о О ah 2 vp

О i? о ^ о

рэ

со

РЭ

со

о>

со

В3

JN)

"о

"VO

Н-

Примечания

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05) 1ном, еоБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.

4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности cosj	0,87
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ Р 52425-2005	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН	от -5 до +40
- для счетчиков	от -40 до +60
- для УСПД	от -10 до +50
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики С Э Т-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч,	2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	75000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	24
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1

1	2
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сут, не более	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

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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование изделия	Обозначение	Количество
Трансформаторы тока	ТШЛ-20-1 УХЛ2	12 шт.
Трансформаторы тока	ТШЛ 20	3 шт.
Трансформаторы тока	ТШВ 15	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-ЭК У2	3 шт.
Трансформаторы тока	VIS WI	3 шт.
Трансформаторы тока	ТБМО-220 УХЛ1	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-ЭК УХЛ1	6 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-110-[-2-У2	12 шт.
Трансформаторы тока	ТБМО-110 УХЛ1	3 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06-10 УЗ	6 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-СЭЩ-10 У2	12 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные статические	СЭТ-4ТМ.03М	16 шт.
Устройства сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	1 шт.
Методика поверки	МП 206.1-009-2018	1 экз.
Формуляр	РЭП.411711.ПГ-ВТЭЦ-2.ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-009-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 05.02.2018 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/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;

- по МИ 3195-2009 Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- по МИ 3196-2009 Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;

- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» АО «ДГК», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Владивостокская ТЭЦ-2» филиала «Приморская генерация» 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

Номер в ГРСИ РФ:

70818-18

Производитель / заявитель:

АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск

Год регистрации:

2018

Заказать поверку

Похожие СИ

93725-24

2024

Преобразователи плотности ЭЛМЕТРО-Фломак-ПМ1

Общество с ограниченной ответственностью "ЭлМетро Групп" (ООО "ЭлМетро Групп"), г. Челябинск