Номер по Госреестру СИ: 82658-21
82658-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Блока 1 Кировской ТЭЦ-3 филиала "Кировский" ПАО "Т Плюс"
(1, 8, 3, 9, 1, 4)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Блока 1 Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07.06 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Блока 1 Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс».
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Блока 1 Кировской ТЭЦ-3 филиала «Кировский» ПАО «Т Плюс»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Изготовитель
Филиал «Кировский» Публичного акционерного общества «Т Плюс» (Филиал «Кировский» ПАО «Т Плюс»)ИНН 6315376946
Адрес: 610044, г. Киров, ул. Луганская, д.51
Телефон: +7 (8332) 57-45-59
Факс: +7 (8332) 57-44-39
E-mail: krv-secr@tplusgroup.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»(ООО «Энергокомплекс»)
ИНН:7444052356
Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, офис 23
Фактический адрес: 455017, Челябинская обл, г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, строение 2
Телефон: +7 (351) 958-02-68
E-mail: encomplex@yandex.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы состоят из трёх уровней:
-
1- ый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии; 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), каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) на базе программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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 усреднения 30 мин.
Средняя активная и реактивная электрическая мощность вычисляется на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы - сервер БД.
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи (резервный канал связи). Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта рынка по выделенному каналу связи по протоколу ТСР/IP.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя УССВ на основе устройства синхронизации частоты и времени Метроном-300, встроенные часы сервера БД, УСПД и счетчиков электрической энергии. УССВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Коррекция времени сервера БД производится по сигналам точного времени УССВ. Контроль рассогласования времени производится каждые 5 мин, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±1 с.
Коррекция времени УСПД осуществляется со стороны сервера БД. Контроль рассогласования времени производится с тридцатиминутным интервалом времени при каждом опросе сервером БД УСПД, коррекция - при наличии рассогласования ±1 с.
Коррекция времени счетчиков производится со стороны УСПД. Контроль времени расхождения производится при опросе счетчика, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и величины коррекции времени, на которые было скорректировано устройство.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 -
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
18 шт. |
Трансформаторы тока |
JKQ |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НКФА |
9 шт. |
Трансформаторы напряжения |
TJC 6-G |
6 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
3 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 шт. |
Устройства синхронизации частоты и времени |
Метроном-300 |
1 шт. |
ПО |
«АльфаЦЕНТР» |
1 шт. |
Методика поверки |
МП-312235-137-2021 |
1 экз. |
Паспорт-формуляр |
ФКТП.003001.2020.ПС |
1 экз. |
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
УСПД |
УССВ | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
192 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, ОВ2 110 кВ |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 44640-10 |
А |
ТОГФ-110 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
В |
ТОГФ-110 | ||||||
С |
ТОГФ-110 | ||||||
К н |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 39263-11 |
А |
НКФА | ||||
В |
НКФА | ||||||
С |
НКФА | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
193 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Вятка |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 44640-10 |
А |
ТОГФ-110 | ||
В |
ТОГФ-110 | ||||||
С |
ТОГФ-110 | ||||||
К н |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 39263-11 |
А |
НКФА | ||||
В |
НКФА | ||||||
С |
НКФА | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
194 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Чепецк |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 44640-10 |
А |
ТОГФ-110 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
В |
ТОГФ-110 | ||||||
С |
ТОГФ-110 | ||||||
К н |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 39263-11 |
А |
НКФА | ||||
В |
НКФА | ||||||
С |
НКФА | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
209 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, СВ13 110 кВ |
н н |
Кт = 0,2 Ктт = 1000/5 № 44640-10 |
А |
ТОГФ-110 | ||
В |
ТОГФ-110 | ||||||
С |
ТОГФ-110 | ||||||
К н |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 39263-11 |
А |
НКФА | ||||
В |
НКФА | ||||||
С |
НКФА | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
210 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, СВ24 110 кВ |
н н |
Кт = 0,2 Ктт = 1000/5 № 44640-10 |
А |
ТОГФ-110 | ||
В |
ТОГФ-110 | ||||||
С |
ТОГФ-110 | ||||||
К н |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 39263-11 |
А |
НКФА | ||||
В |
НКФА | ||||||
С |
НКФА | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
211 |
Кировская ТЭЦ-3, СШ 110 кВ, СР ОСШ 110 кВ |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 № 44640-10 |
А |
ТОГФ-110 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
Метроном-300 Рег. № 74018-19 |
В |
ТОГФ-110 | ||||||
С |
ТОГФ-110 | ||||||
К н |
Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 49583-12 |
А |
НКФА | ||||
В |
НКФА | ||||||
С |
НКФА | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
200 |
Кировская ТЭЦ-3, ТГ ГТ1 15,75 кВ |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 41964-09 |
А |
JKQ | ||
В |
JKQ | ||||||
С |
JKQ | ||||||
К н |
Кт = 0,2 Ктн = 15750/^3/100/^3 № 49111-12 |
А |
TJC 6-G | ||||
В |
TJC 6-G | ||||||
С |
TJC 6-G | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
204 |
Кировская ТЭЦ-3, ТГ ПТ1 10,5 кВ |
н н |
Кт = 0,2S Ктт = 6000/5 № 41964-09 |
А |
JKQ | ||
В |
JKQ | ||||||
С |
JKQ | ||||||
К н |
Кт = 0,2 Ктн = 10500/^3/100/^3 № 49111-12 |
А |
TJC 6-G | ||||
В |
TJC 6-G | ||||||
С |
TJC 6-G | ||||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
Примечания:
-
1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
-
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
-
3 Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.
-
4 Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
-
5 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа АИИС КУЭ.
-
6 Замена компонентов АИИС КУЭ и изменение наименований ИК оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке, с внесением изменений в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
192, 193, 194 |
Активная Реактивная |
00 ТГ О | |
2,6 3,5 |
200, 204, 211 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,0 |
209, 210 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,2 1,9 |
Пределы допускаемой |
погрешности СОЕВ, с |
±5 | |
Примечания:
|
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49 до 51 |
- коэффициент мощности, cos ф (sin ф) |
0,87 |
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
- ТОК, % ОТ Ihom |
от 1(2) до 120 |
- частота, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
- коэффициент мощности, cos ф (sin ф) |
от 0,5инд. до 0,8емк. |
(от 0,87 до 0,5) | |
температура окружающей среды, °С: | |
- для ТТ и ТН |
от -25 до +40 |
- для электросчетчиков |
от -40 до +60 |
- для УСПД |
от -10 до +55 |
- для УССВ |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165 000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100 000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
УССВ: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35 000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
ИВК: | |
- коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее УСПД: |
45 |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за | |
месяц, сут, не менее ИВК: |
45 |
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства автоматического включения резерва;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ 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 БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).