Изображение | |
Номер в госреестре | |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" Лужская ГТ-ТЭЦ |
Обозначение типа | Нет данных |
Производитель | АО "ГТ Энерго", г.Москва |
Описание типа | Скачать |
Методика поверки | Скачать |
Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
Допускается поверка партии | Нет |
Наличие периодической поверки | Да |
Сведения о типе | Заводской номер |
Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 006 |
Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Лужская 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 автоматизи-рованную 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-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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через преобразователь интерфейсов поступает на УСПД, где 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 проводным линиям связи поступает на сервер (основной канал связи). 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» Новгородское 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 мин). 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 |
|
Метрологические и 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 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 1 | Лужская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1-5 | AR
Кл.т. 0,5
800/5
Рег. № 21989-01
Фазы: А; В; С | VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | HP ProLiant ML370 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,7 | 2 | Лужская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.2-6 | ТЛО-10
Кл.т. 0,5
800/5
Рег. № 25433-06
Фазы: А; В; С | VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | 3 | Лужская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.3-5 | AR
Кл.т. 0,5
800/5
Рег. № 21989-01
Фазы: А; В; С | VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | 4 | Лужская ГТ-ТЭЦ, КРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.4-6 | AR
Кл.т. 0,5
800/5
Рег. № 21989-01
Фазы: А; В; С | VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 5 | ПС 110 кВ Энергомаш, ОРУ-110 кВ, КВЛ-110 кВ Лужская ГТ-ТЭЦ - Новгородская I цепь (Л.Сырковская-1) | ТВГ-110
Кл.т. 0,2
600/5
Рег. № 22440-07
Фазы: А; В; С | НКФ-110-57
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-05
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | RTU-325L
Рег. № 37288-08 | HP ProLiant ML370 | Активная
Реактивная | 0,9
1,6 | 1,6
2,6 | 6 | ПС 110 кВ Энергомаш, ОРУ-110 кВ, КВЛ-110 кВ Лужская ГТ-ТЭЦ - Новгородская II цепь (Л.Сырковская-2) | ТВГ-110
Кл.т. 0,2
600/5
Рег. № 22440-07
Фазы: А; В; С | НКФ-110-57
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-05
Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. | Примечания:
В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от Iном, cos( = 0,8инд.
ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
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 | Количество ИК | 6 | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25 | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
для ИК №№ 1-4
для остальных ИК
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от +15 до +40
от -45 до +40
от +15 до +40
от +15 до +25 | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000
2
100000
24
35000
2
70000
1 | Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
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 | 113
40
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).
|
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. | 1 | 2 | 3 | Трансформаторы тока | AR | 9 | Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 3 | Трансформаторы тока встроенные | ТВГ-110 | 6 | Трансформаторы напряжения | VR | 12 | Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 6 | Продолжение таблицы 4
1 | 2 | 3 | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 6 | Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 1 | Устройство синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | 1 | Сервер | HP ProLiant ML370 | 1 | Методика поверки | МП ЭПР-069-2018 | 1 | Формуляр | ГТ-ТЭЦ.7703806647.006.ФО | 1 |
|
Поверка | осуществляется по документу МП ЭПР-069-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Лужская ГТ-ТЭЦ. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 13.03.2018 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.
|
Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Лужская 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
|
Заявитель | Акционерное общество «ГТ Энерго» (АО «ГТ Энерго»)
ИНН 7703806647
Адрес: 123610, г. Москва, Краснопресненская набережная, д.12
Юридический адрес: 117292, г. Москва, Нахимовский проспект, дом 52/27, оф. Б
Телефон: (495) 258-20-16
Факс: (495) 258-20-82
Web-сайт: www.gtenergo.ru
E-mail: info@gtenergo.ru
|
Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
|