Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" Всеволожская ГТ-ТЭЦ
| Номер в ГРСИ РФ: | 70751-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "ГТ Энерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Всеволожская ГТ-ТЭЦ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70751-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" Всеволожская ГТ-ТЭЦ |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 003 |
Производитель / Заявитель
АО "ГТ Энерго", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 70751-18: Описание типа СИ | Скачать | 107 КБ | |
| 70751-18: Методика поверки МП ЭПР-062-2018 | Скачать | 11.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Всеволожская ГТ-ТЭЦ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, автоматизированное рабочее место (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя центральный сервер баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS, АРМ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК №№ 1, 2, 5-12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet поступает на УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на мультиплексор (передатчик), далее по волоконно-оптической линии связи на мультиплексор (приёмник), и далее по каналу связи сети Ethernet - на УСПД. На УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД по основному каналу связи Ethernet локальной вычислительной сети поступает на сервер. При отказе основного канала связи полученные данные от УСПД поступают на GSM-модем, который по резервному каналу связи стандарта GSM передаёт измерительную информацию на сервер. На сервере осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ-35HVS, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему УCСВ-35HVS) осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера производится при расхождении с УССВ-35HVS на величину ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»_____________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.04.01.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.5 |
AR Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VR Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,2 |
|
2 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.6 |
AR Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VR Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,2 | ||
|
3 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.405 (ф.525-405/1405) |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25433-06 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С |
EA02RAL-B-4 W Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525), РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.117 (ф.525-117/1117) |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25433-08 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
EA05RAL-B-4 W Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.6 |
TPU 5 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 36416-07 Фазы: А; В; С |
TJC 5 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 36410-07 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,3 |
|
6 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.12 |
TPU 5 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 36416-07 Фазы: А; В; С |
TJC 5 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 36410-07 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,3 | ||
|
7 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.5 |
TPU 5 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 36416-07 Фазы: А; В; С |
TJC 5 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 36410-07 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,3 | ||
|
8 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.11 |
TPU 5 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 36416-07 Фазы: А; В; С |
TJC 5 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 36410-07 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 6,3 | ||
|
9 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.5А |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 1200/5 Рег. № 25433-06 Фазы: А; В; С |
VR Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,2 | ||
|
10 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.6А |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 1200/5 Рег. № 25433-06 Фазы: А; В; С |
VR Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,2 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
11 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.13 |
AR Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VR Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
HP ProLiant ML370 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,2 |
|
12 |
Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.12 |
AR Кл.т. 0,5 800/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С |
VR Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,2 |
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 3-8 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном,
cos9 = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 и ТУ 4228-002-29056091-97.
5 Допускается замена ТТ, ТН и 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 таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ 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 |
|
Количество ИК |
12 |
|
Нормальные условия: | |
|
параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином ток, % от 1ном |
от 95 до 105 |
|
для ИК №№ 3-8 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
|
для ИК №№ 3-8 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и |
от +15 до +35 |
|
УСПД, °С |
от +15 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ЕвроАльфа: |
2 |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСПД: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
для УССВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: | |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для счетчиков типа ЕвроАльфа: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
74 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 5 3,5 |
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 счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на 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.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
AR |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
TPU 5 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
VR |
18 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
TJC 5 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
10 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ЕвроАльфа |
2 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-35HVS |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant ML370 |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-062-2018 |
1 |
|
Формуляр |
ГТ-ТЭЦ.7703806647.003.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-062-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Всеволожская ГТ-ТЭЦ. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 13.02.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
