Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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 (ИВК), включающий в себя центральный сервер баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированное рабочее место (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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает в локальную вычислительную сеть на сервер. На сервере осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УCВ осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения показаний часов сервера с УСВ.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков 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 ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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

3E736B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

MD5

Таблица 2 — Состав изме

рительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характе

ристики

Измерительные компоненты

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

Сервер

Границы допускаемой основной относительной по-

Границы допускаемой относительной погрешности в

грешности, (±5) %

рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Барнаульская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5

ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5

VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 21989-01

Рег. № 21988-01

Рег. № 36697-12

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

2

Барнаульская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.6

ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5

VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 21989-01

Рег. № 21988-01

Рег. № 36697-12

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

HP ProLiant ML370

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

3

Барнаульская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.21

ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5

VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С

Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,3

4,7

4

Барнаульская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.20

ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5

VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 21989-01

Рег. № 21988-01

Рег. № 36697-12

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110 кВ Сиб-энергомаш, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.9

ТЛК10-6

НАМИТ-6

Актив-

5

Кл.т. 0,5 1500/5

Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5

ная

1,1

3,0

Рег. № 9143-01

Рег. № 70324-18

Рег. № 36697-12

Реак-

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110 кВ Сиб-энергомаш, ГРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.4

ТЛК10-6

НАМИТ-6

Актив-

6

Кл.т. 0,5 1500/5

Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5

ная

1,1

3,0

Рег. № 9143-01 Фазы: А; С

Рег. № 70324-18 Фазы: АВС

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,3

4,7

ПС 110 кВ Сиб-

энергомаш, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Барна

ТФМ-110 Кл.т. 0,5

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/

100/V3

Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

HP ProLiant ML370

Актив

ная

1,1

3,0

7

ульская ТЭЦ-2 -Сибэнергомаш с отпайкой на

1000/5 Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; С

Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,3

4,7

ПС Трансмаш (ВЛ ТС-100)

ПС 110 кВ Сиб-энергомаш, ОРУ-110 кВ,

ТФМ-110 Кл.т. 0,5

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М

Актив

ная

1,1

3,0

8

ВЛ 110 кВ Сиб-

1000/5

Кл.т. 0,2 S/0,5

энергомаш - Опорная

Рег. № 16023-97 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,3

4,7

(ВЛ СО-102)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТЛК10-6

НАМИТ-6

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Актив-

9

ПС 110 кВ Сибэнер-гомаш, ГРУ-6 кВ, 1

Кл.т. 0,5 1500/5

Кл.т. 0,5 6000/100

ная

1,3

3,3

с.ш. 6 кВ, яч.7

Рег. № 9143-01

Рег. № 70324-18

Реак-

2,5

5,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

10

ПС 110 кВ Сибэнер-гомаш, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.19

ТЛК10-6 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 9143-01 Фазы: А; С

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

ПС 110 кВ Сибэнер-

ТЛК10-6 Кл.т. 0,5

НАМИТ-6 Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

ЭНКС-2

HP Pro-

Актив

ная

1,3

3,3

11

гомаш, ГРУ-6 кВ, 3

1500/5

6000/100

Рег. №

Liant

с.ш. 6 кВ, яч.14

Рег. № 9143-01

Рег. № 70324-18

37328-15

ML370

Реак-

2,5

5,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

12

ПС 110 кВ Сибэнер-гомаш, ГРУ-6 кВ, 4

ТЛК10-6 Кл.т. 0,5 1500/5

НАМИТ-6 Кл.т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Актив

ная

1,3

3,3

с.ш. 6 кВ, яч.10

Рег. № 9143-01

Рег. № 70324-18

Реак-

2,5

5,6

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

13

Барнаульская ГТ -ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,

ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5

VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Актив

ная

1,3

3,3

яч.13

Рег. № 21989-01

Рег. № 21988-01

Реак-

2,5

5,6

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

14

Барнаульская ГТ -ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.12

ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С

VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

HP ProLiant ML370

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

15

Барнаульская ГТ -ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.29

ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С

VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

16

Барнаульская ГТ -ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.26

ARJP3/N2J Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С

VRQ3n/S2 Кл.т. 0,5

6300/V3/100/V3

Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

±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 указана для тока 5 % от ^ом, cos9 = 0,8инд.

4    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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

16

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом

от 95 до 105

ток, % от !ном

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от №ом

от 90 до 110

ток, % от !ном

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от +15 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +15 до +40

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

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:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, 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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.

-    журнал сервера: параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и сервере;

пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (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

ARJP3/N2J

24

Трансформаторы тока

ТЛК10-6

12

Трансформаторы тока

ТФМ-110

6

Трансформаторы напряжения

VRQ3n/S2

24

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-10-95 УХЛ2

1

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57 У1

6

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-6

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

8

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ. 05МК

8

Блоки коррекции времени

ЭНКС-2

1

Сервер

HP ProLiant ML370

1

Методика поверки

МП ЭПР-301-2020

1

Паспорт-формуляр

ГТ-ТЭЦ.7703806647.202.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-301-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 28.10.2020 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    блока коррекции времени ЭНКС -2 - по документу ЭНКС.681730.001 МП «Инструкция. Блоки коррекции времени ЭНКС-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.09.2014 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ -4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;

-    блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131 -10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ -ТЭЦ вторая очередь», аттестованном

ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Барнаульская ГТ-ТЭЦ вторая очередь

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание