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
80560-20: Методика поверки МП ЭПР-301-2020Скачать12.2 Мб