Назначение
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных ARIS MT200 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.
3-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, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту -АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех 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 входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется 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, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.
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 и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
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: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll | f8 51 b28a924da7cde6a5 7eb2ba15af0c 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 - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ем о оН | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | Хабаровская ТЭЦ-3, ТГ №1 (15,75кВ) | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08 | ЗН0Л.06-15 Кл. т. 0,2 Ктн 15750/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 3,3 ± 5,9 |
| 2 | Хабаровская ТЭЦ-3, ТГ №2 (15,75кВ) | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08 | ЗН0Л.06-15 Кл. т. 0,2 Ктн 15750/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 3,3 ± 5,9 |
| 3 | Хабаровская ТЭЦ-3, ТГ №3 (15,75кВ) | ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. № 21255-08 | ЗН0Л.06-15 Кл. т. 0,2 Ктн 15750/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 3,3 ± 5,9 |
| 4 | Хабаровская ТЭЦ-3, ТГ №4 (15,75кВ) | GSR Кл.т. 0,2 Ктт 10000/5 Рег. № 25477-08 | EPR20Z Кл. т. 0,5 Ктн 15750/V3/100/V3 Рег. № 30369-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,0 | ± 3,3 ± 6,0 |
| 5 | ПС 110кВ Водозабор (БНС), РУ-6 кВ, яч.5 | ТП0Л-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 4,1 ± 7,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ПС 110кВ Водозабор (БНС), РУ-6 кВ, яч.9 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 4,1 ± 7,1 |
| 7 | ПС 35кВ НОВ, РУ-6 кВ, яч.3 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 7069-07 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 4,1 ± 7,1 |
| 8 | ПС 35кВ НОВ, РУ-6 кВ, яч.13 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 7069-07 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 4,1 ± 7,1 |
| 9 | ПС 35кВ ПНС, РУ-6 кВ, яч.2 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 7069-07 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 4,1 ± 7,1 |
| 10 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №7, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС: Березовка -КПУ - СМР - РЦ №1 (С-17) | ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,5 | ± 4,0 ± 6,8 |
| 11 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №9, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС: Племрепродуктор -Водозабор №1 (С-43) | ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,5 | ± 4,0 ± 6,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №3, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС ГВФ (С-45) | ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,5 | ± 4,0 ± 6,8 |
| 13 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №1, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС РЦ №3 | ТВГ-110 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 22440-07 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,3 | ± 1,7 ± 3,9 |
| 14 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №5, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС: Березовка -КПУ - СМР - РЦ №2 (С-18) | ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,5 | ± 4,0 ± 6,8 |
| 15 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №11, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - ПС Племрепродуктор -Водозабор №2 (С-44) | ТВ-110 Кл.т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,5 | ± 4,0 ± 6,8 |
| 16 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч.№12, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хабаровский НПЗ | ТВГ-110 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 22440-07 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,3 | ± 1,7 ± 3,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 17 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-110кВ, яч. №4, ОМВ-110 кВ | ТВ-110 Кл.т. 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 46101-10 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 3,3 ± 5,9 |
| 18 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №7, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - РЦ (Л-221) | ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10 | НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,3 | ± 1,7 ± 3,9 |
| 19 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №2, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 I цепь с отпайкой на ПС Князе-Волконка (Л-223) | ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 3,3 ± 5,9 |
| 20 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №14, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 III цепь (Л-225) | CA 245 Кл.т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 23747-02 | НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,3 | ± 1,7 ± 3,9 |
| 21 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №9, КВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Амур (Л-222) | ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 3,3 ± 5,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 22 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №4, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 II цепь с отпайкой на ПС НПС-34 (Л-224) | ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06 | НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 3,3 ± 5,9 |
| 23 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №13, ВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 - Хехцир 2 IV цепь с отпайкой на ПС НПС-34 (Л-226) | CA 245 Кл.т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 23747-02 | НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ± 0,6 ± 1,3 | ± 1,7 ± 3,9 |
| 24 | Хабаровская ТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, ячейка №6, ОМВ-220 кВ | ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 46101-10 | НАМИ-220 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,5 | ± 3,3 ± 5,9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана соБф = 0,8 инд 1=0,02(0,05)Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 24 от минус 40 до плюс 60 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии -владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3. Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК_
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 24 |
| 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 СОБф | 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 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 47,5 до 52,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -60 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС: | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, оС | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УСПД, оС | от 0 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика СЭТ -4ТМ.03.01 (рег. № 27524-04) | 90 000 |
| для электросчетчика СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.02 (рег. | 140 000 |
| № 36697-08) | |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 88 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| УСПД: |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не |
| менее | 10 |
| Сервер: |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | 3,5 |
| измерений, лет, не менее |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счётчика:
- 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 электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- 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 ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./Экз. |
| Трансформатор тока | ТШЛ-20-1 | 9 |
| Трансформатор тока | GSR | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 9 |
| Трансформатор тока | ТВ-110 | 18 |
| Трансформатор тока | ТВГ-110 | 6 |
| Трансформатор тока | ТВ-220 | 15 |
| Трансформатор тока | CA 245 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-15 | 9 |
| Трансформатор напряжения | EPR20Z | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6У3 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-220 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 19 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.02М.02 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Устройство сбора и передачи данных со встроенным У СВ | ARIS MT200 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «ТЕЛЕСКОП+» | 1 |
| Методика поверки | МП СМО-2206-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.776.09 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-2206-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 30.06.2020 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;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- УСПД ARIS MT200 - по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
- термогигрометр «Ива-6H^», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 257-49.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская 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
79923-20: Методика поверки МП СМО-2206-2020Скачать10.9 Мб