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

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» 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 УССВ-35ИУБ, 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 кВтч 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 «Альфа

ЦЕНТР»

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Сервер

Вид

электро

энергии

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

AR

VR

Актив-

Всеволожская

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01

ная

1,3

3,2

1

ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ,

800/5

10000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5 S/1,0

1 с.ш. 10 кВ, яч.5

Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С

Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

AR

VR

Актив-

Всеволожская

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01

ная

1,3

3,2

2

ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ,

800/5

10000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5 S/1,0

2 с.ш. 10 кВ, яч.6

Рег. № 21989-01

Рег. № 21988-01

Рег. № 27524-04

RTU-325L Рег. №

HP

ProLiant

Реак

2,5

5,2

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1000/5

ЗН0Л.06 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Актив

ная

3

ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525), РУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.405 (ф.525-405/1405)

EA02RAL-B-4 W Кл.т. 0,2S/0,5

37288-08

ML370

1,1

3,0

Рег. № 25433-06 Фазы: А; В; С

Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С

Рег. № 16666-07

Реак

тивная

2,3

4,7

ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525), РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.117 (ф.525-117/1117)

ТЛО-10

ЗН0Л.06

Актив-

4

Кл.т. 0,5S 1000/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

EA05RAL-B-4 W Кл.т. 0,5 S/1,0

ная

1,3

3,3

Рег. № 25433-08 Фазы: А; В; С

Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С

Рег. № 16666-07

Реак

тивная

2,5

5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш.

10 кВ, яч.6

TPU 5

TJC 5

Актив-

5

Кл.т. 0,5S 200/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

ная

1,3

3,3

Рег. № 36416-07

Рег. № 36410-07

Рег. № 27524-04

Реак-

2,5

6,3

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш.

10 кВ, яч.12

TPU 5

TJC 5

Актив-

6

Кл.т. 0,5S 200/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

ная

1,3

3,3

Рег. № 36416-07

Рег. № 36410-07

Рег. № 27524-04

Реак-

2,5

6,3

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш.

10 кВ, яч.5

TPU 5

TJC 5

Актив-

7

Кл.т. 0,5S 600/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

ная

1,3

3,3

Рег. № 36416-07

Рег. № 36410-07

Рег. № 27524-04

RTU-325L Рег. №

HP

ProLiant

Реак-

2,5

6,3

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

TPU 5 Кл.т. 0,5S 600/5

TJC 5 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Актив

ная

8

Всеволожская ГТ-ТЭЦ, МРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш.

10 кВ, яч.11

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

37288-08

ML370

1,3

3,3

Рег. № 36416-07

Рег. № 36410-07

Рег. № 27524-04

Реак-

2,5

6,3

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

ТЛО-10

VR

Актив-

Всеволожская

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01

ная

1,3

3,2

9

ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ,

1200/5

10000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5 S/1,0

1 с.ш. 10 кВ, яч.5А

Рег. № 25433-06 Фазы: А; В; С

Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

ТЛО-10

VR

Актив-

Всеволожская

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01

ная

1,3

3,2

10

ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ,

1200/5

10000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5 S/1,0

2 с.ш. 10 кВ, яч.6А

Рег. № 25433-06 Фазы: А; В; С

Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

AR

VR

Актив-

11

Всеволожская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ,

Кл.т. 0,5 800/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

ная

1,3

3,2

1 с.ш. 10 кВ, яч.13

Рег. № 21989-01

Рег. № 21988-01

Рег. № 27524-04

RTU-325L Рег. № 37288-08

HP

ProLiant

ML370

Реак

2,5

5,2

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

тивная

AR

VR

Актив-

Всеволожская

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01

ная

1,3

3,2

12

ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ,

800/5

10000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5 S/1,0

2 с.ш. 10 кВ, яч.12

Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С

Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,5

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 !ном, для остальных ИК - для тока 5 % от !ном, cosj = 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.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

12

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом

от 95 до 105

ток, % от !ном

для ИК №№ 3-8

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cos9

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

для ИК №№ 3-8

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cos9

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от +15 до +35

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и

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

2

для счетчиков типа ЕвроАльфа:

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

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:

45

5

3,5

хранение результатов измерений и информации состояний средств 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 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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Всеволожская ГТ-ТЭЦ

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