Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

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 СУБЪЕКТАМ» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - 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 по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов единого календарного 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.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 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.

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 - Сведения о программном обеспечении

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

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

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Канал измерений

Состав измерительного канала

Б

«

я

н

н

н

К

ИВКЭ

Метрологические

характеристики

1

Диспетчерское

наименование

присоединения

Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №)

Обозначение, тип

Заводской номер

Вид

энергии

Основ

ная

погреш

ность

ИК

(±Ф, %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации

(±Ф, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Турбогенератор ТГ-1

н

н

Кт = 0,2S

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

311

315000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

,8 ,4 о" ^

,5 ,7

Ктт = 10000/5

В

ТШЛ-20-1 УХЛ2

313

№ 21255-08

С

ТШЛ-20-1 УХЛ2

316

X

н

Кт = 0,2

А

ЗН0Л.06-15 У3

5738

Ктн = 15750:^3/100:^3

В

ЗН0Л.06-15 У3

8077

№ 46738-11

С

ЗН0Л.06-15 У3

6753

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

0109055001

2

Турбогенератор ТГ-2

н

н

Кт = 0,2S

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

307

315000

Активная

Реактивная

,8 ,4 CD' ^

,5 ,7

Ктт = 10000/5

В

ТШЛ-20-1 УХЛ2

306

№ 21255-08

С

ТШЛ-20-1 УХЛ2

317

X

н

Кт = 0,2

А

ЗН0Л.06-15 У3

7671

Ктн = 15750:^3/100:^3

В

ЗН0Л.06-15 У3

7668

№ 46738-11

С

ЗН0Л.06-15 У3

7669

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054111

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС БАМ-ПТФ - Старт" №1 С-115

н

н

Кт = 0,5

А

ТФЗМ 110Б-П У1

12050

220000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

Ктт = 1000/5

В

ТФЗМ 110Б-П У1

12018

№ 2793-88

С

ТФЗМ 110Б-П У1

12040

X

н

Кт = 0,2

А

НКФА-110 II УХЛ1

7997; 8014

Ктн = 110000: V3/100:V3

В

НКФА-110 II УХЛ1

7999; 8015

№ 39263-11

С

НКФА-110 II УХЛ1

7998; 8000

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0108054095

Ксч =1

№ 27524-04

4

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС БАМ-ПТФ - Старт" №2 С-116

н

н

Кт = 0,5

А

ТФЗМ 110Б-П У1

12002

220000

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

Ктт = 1000/5

В

ТФЗМ 110Б-П У1

12037

№ 2793-88

С

ТФЗМ 110Б-П У1

12004

Я

н

Кт = 0,2

А

НКФА-110 II УХЛ1

8014; 7997

Ктн = 110000: V3/100:V3

В

НКФА-110 II УХЛ1

8015; 7999

№ 39263-11

С

НКФА-110 II УХЛ1

8000; 7998

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0107075106

Ксч =1

№ 27524-04

5

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС ГПП-5 - К" №1 С-117

н

н

Кт = 0,5

А

ТФЗМ 110Б-П У1

12009

о

о

о

о

(N

(N

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

Ктт = 1000/5

В

ТФЗМ 110Б-П У1

12041

№ 2793-88

С

ТФЗМ 110Б-П У1

12023

Я

н

Кт = 0,2

А

НКФА-110 II УХЛ1

7997; 8014

Ктн = 110000:V3/100:V3

В

НКФА-110 II УХЛ1

7999; 8015

№ 39263-11

С

НКФА-110 II УХЛ1

7998; 8000

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03.01

0107073003

Ксч =1

№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС ГПП-5 - К" №1 С-118

Кт = 0,5

А

ТФЗМ 110Б-11 У1

12036

н

н

Ктт = 1000/5

В

ТФЗМ 110Б-11 У1

12074

№ 2793-88

С

ТФЗМ 110Б-11 У1

12077

Кт = 0,2

А

НКФА-110 II УХЛ1

8014; 7997

220000

Активная

1,0

5,6

6

X

н

Ктн = 110000:^3/100:^3

В

НКФА-110 II УХЛ1

8015; 7999

№ 39263-11

С

НКФА-110 II УХЛ1

8000; 7998

Реактивная

2,2

3,3

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054070

№ 27524-04

^RIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -НПЗ-2" №1 С-113

S

,5

о"

II

т

К

А

ТВ- 110-I-5 ХЛ2

1940

н

н

Ктт = 600/5

В

ТВ- 110-I-5 ХЛ2

1942

6

4 2 0

5

№.

Рег. № 53992-13

№ 46101-10

С

ТВ- 110-I-5 ХЛ2

1943

Кт = 0,2

А

НКФА-110 II УХЛ1

7997; 8014

132000

Активная

1,0

5,0

7

Я

н

Ктн = 110000:^3/100:^3

В

НКФА-110 II УХЛ1

7999; 8015

№ 39263-11

С

НКФА-110 II УХЛ1

7998; 8000

Реактивная

2,2

3,8

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

а

З

Ксч =1

СЭТ-4ТМ.03М.01

0808110147

№ 36697-08

1

S

,5

о"

II

т

К

А

ТВ- 110-I-5 ХЛ2

1941

ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 НПЗ-2" №2 С-114

н

н

Ктт = 600/5

В

ТВ- 110-I-5 ХЛ2

1944

№ 46101-10

С

ТВ- 110-I-5 ХЛ2

1945

Кт = 0,2

А

НКФА-110 II УХЛ1

8014; 7997

132000

Активная

1,0

5,0

8

Я

н

Ктн = 110000:^3/100:^3

В

НКФА-110 II УХЛ1

8015; 7999

№ 39263-11

С

НКФА-110 II УХЛ1

8000; 7998

Реактивная

2,2

3,8

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1

СЭТ-4ТМ.03М.01

0808110340

№ 36697-08

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

9

PQ

и

о

PQ

О

н

н

Кт = 0,5

А

ТФЗМ 110Б-П У1

12038

220000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

Ктт = 1000/5

В

ТФЗМ 110Б-П У1

12016

№ 2793-88

С

ТФЗМ 110Б-П У1

12051

X

н

Кт = 0,2

А

НКФА-110 II УХЛ1

7997; 8014

Ктн = 110000: V3/100:V3

В

НКФА-110 II УХЛ1

7999; 8015

№ 39263-11

С

НКФА-110 II УХЛ1

7998; 8000

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

0109054042

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)Тном, 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 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

5    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с 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 ^ом

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности cosj

0,87

температура окружающей среды °C:

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ Р 52425-2005

от +21 до +25

ГОСТ 26035-83

от +18 до +22

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

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 -60 до +40

- для счетчиков

от -40 до +60

- для УСПД

от 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

1

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

88000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не более

35

ИВКЭ:

- суточных данных о тридцатиминутных приращениях

электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не

35

менее

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 на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.

Комплектность

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

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия

Количество, шт./экз.

Трансформаторы тока ТШЛ-20-1 УХЛ2

6

Трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-П У1

15

Трансформаторы тока ТВ- 110-I-5 ХЛ2

6

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-15 У3

6

Трансформаторы напряжения НКФА-110 II УХЛ1

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03

7

Контроллеры многофункциональные ARIS MT200

1

Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+

1

Методика поверки МП 206.1-110-2016

1

Паспорт - Формуляр РЭП.411711.ХГ-КТЭЦ-3.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-110-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.11.2016 года.

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.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-    для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    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 эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская 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

Развернуть полное описание