Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" второй очереди
- ООО "Экситон", г.Нижний Новгород
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:46402-11
- 24.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез" второй очереди
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2011 |
| Дата протокола | Приказ 776 от 01.03.11 п.24 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 42164 |
| Срок действия сертификата | . . |
| Страна-производитель | Россия |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди (далее - АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди) предназначена для измерения выработанной, потребленной и переданной активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.
Описание
АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди, заводской №011 представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 14 измерительных каналов (ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- автоматизированный сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) результатов измерений (1 раз в сутки) и/или по запросу;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, линии связи, использующиеся для сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
Лист №2
Всего листов 16
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (сервер БД), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала.
Верхний уровень системы ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди использует оборудование верхнего уровня системы АИИС КУЭ ОАО «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез». (Госреестр №35635-07).
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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, полной мощности и интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется:
- по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в сигнал интерфейса RS-232 (счетчик - преобразователь интерфейса - модем - модемный пул - УСПД);
- по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс Ethernet (счетчик -преобразователь интерфейса - преобразователь портов - Ethernet-сервер - медиаконвертер -ВОЛС - медиаконвертер -Ethernet-сервер - УСПД);
- по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс Ethernet (счетчик -медиаконвертер - ВОЛС - медиаконвертер - преобразователь на два порта - Ethernet-сервер -медиаконвертер - ВОЛС - медиаконвертер -Ethernet-сервер - УСПД).
В УСПД осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и передача накопленных данных на уровень ИВК, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Данные с УСПД могут быть получены на АРМ пользователей по сети Ethernet.
На сервер БД информация передается по сети Ethernet (УСПД - Сервер БД).
В сервере БД АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди осуществляется формирование, хранение и резервное копирование базы данных, формирование справочных и отчетных документов.
Регламентированный доступ к информации сервера БД с АРМов персонала осуществляется через сегмент ЛВС предприятия через интерфейс Ethernet.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
- сервер баз данных - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.
Для выдачи данных об энергопотреблении в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным субъектам предусмотрено использование основного и резервного каналов связи:
- основной канал: сеть интернет, рассылка XML файлов по электронной почте. Скорость передачи данных составляет не менее 115200 бит/с.;
- резервный канал: телефонная связь. Скорость передачи данных составляет не менее 9600 бит/с.
Для выдачи информации об энергопотреблении в ОАО «АТС» предусмотрен временной регламент, описывающий периодичность выдачи информации и объем передаваемых данных. Данные передаются в формате XML. Сбытовая компания заверяет файл с данными электронноцифровой подписью (ЭЦП), после чего он поступает в ИАСУ КУ ОАО «АТС».
АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди оснащена
системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-35, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS. Таким образом, точность хода часов в УСПД составляет ± 1 с. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 минут осуществляется сличение времени между счетчиком и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Технические характеристики
Таблица 1
| Параметр | Значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергии | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3. |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Г ц | 220±22 50±1 |
| Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электроэнергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | +10...+35 -20...+35 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 0,4; 6; 35 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,2; 0,3; 0,6; 1; 1,25; 2 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100; 380 |
| Номинальный вторичный ток, А | 1; 5 |
| Количество точек учета, шт. | 14 |
| Интервал измерений, минут | 30 |
| Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки | ± 5 |
| Средний срок службы системы, не менее, лет | 10 |
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики.
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | |||||
| Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской Номер | ||||
| ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргси нтез» | АИИС КУЭ | № | АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди | № 011 | Энергия активная^,, Энергия реактивная^,.. Календарное время | |||
| ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргси нтез» | УСПД | № 19495-03 | КАПС на базе RTU-300 (RTU-327) | № 000412 | Энергия активная^,, Энергия реактивная^,., Календарное время | |||
| 46 | НГ ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 7Т | ТТ | КТ 0,2S Ктт=2000/5 № Гос. р. 35056-07 | А | 4МС7 | № 09/30571680 | 1 400 000 | Ток первичный, Ij |
| В | 4МС7 | № 09/30571679 | ||||||
| С | 4МС7 | № 09/30571678 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 № Гос. р. 35057-07 | А | 4МТ12-40,5 | № 09/30573030 | Напряжение первичное, U1 | |||
| В | 4МТ12-40,5 | № 09/30573031 | ||||||
| С | 4МТ12-40,5 | № 09/30572032 | ||||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5 Ксч=1 Ihom = 5 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (квар^ч) | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | № 01197091 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | |||||
| Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской Номер | ||||
| 47 | НГ ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 1Т | ТТ | КТ 0,2S Ктт=1250/5 № Гос. р. 35056-07 | А | 4МС7 | № 09/30578132 | 87 500 | Ток первичный, I1 |
| В | 4МС7 | № 09/30578128 | ||||||
| С | 4МС7 | № 09/30578131 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 № Гос. р. 35057-07 | А | 4МТ12-40,5 | № 09/30573030 | Напряжение первичное, U1 | |||
| В | 4МТ12-40,5 | № 09/30573031 | ||||||
| С | 4МТ12-40,5 | № 09/30572032 | ||||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5 Ксч=1 Ihom = 5 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (квар^ч) | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | № 01197092 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 48 | НГ ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 2Т | ТТ | КТ 0,2S Ктт=1250/5 № Гос. р. 35056-07 | А | 4МС7 | № 09/30578133 | 87 500 | Ток первичный, I1 |
| В | 4МС7 | № 09/30578129 | ||||||
| С | 4МС7 | № 09/30578130 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 № Гос. р. 35057-07 | А | 4МТ12-40,5 | № 09/30573027 | Напряжение первичное, U1 | |||
| В | 4МТ12-40,5 | № 09/30573028 | ||||||
| С | 4МТ12-40,5 | № 09/30572029 | ||||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5 Ксч=1 Ihom = 5 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (кваргч) | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | № 01197093 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | |||||
| Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| 49 | НГ ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 6Т | ТТ | КТ 0,2S Ктт=2000/5 № Гос. р. 35056-07 | А | 4МС7 | № 09/30571682 | 1 400 000 | Ток первичный, I1 |
| В | 4МС7 | № 09/30571681 | ||||||
| С | 4МС7 | № 09/30571683 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 № Гос. р. 35057-07 | А | 4МТ12-40,5 | № 09/30573027 | Напряжение первичное, U1 | |||
| В | 4МТ12-40,5 | № 09/30573028 | ||||||
| С | 4МТ12-40,5 | № 09/30572029 | ||||||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5 Ксч=1 Ihom = 5 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (кваргч) | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | № 01197090 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 50 | НГ ТЭЦ КРУЭ-35кВ, 1С-35, яч.3 фидер "9Ц" | ТТ | КТ 0,5S Ктт=600/1 № Гос. р. 35056-07 | А | 4МС7 | № 09/30572100 | О о о о еч | Ток первичный, I1 |
| В | 4МС7 | № 09/30572098 | ||||||
| С | 4МС7 | № 09/30572099 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=35000:^3/100:<3 № Гос. р. 35057-07 | А | 4МТ12-40,5 | № 09/30573030 | Напряжение первичное, U1 | |||
| В | 4МТ12-40,5 | № 09/30573031 | ||||||
| С | 4МТ12-40,5 | № 09/30572032 | ||||||
| Счетчик | КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Ihom =1 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (кваргч) | А1805RLQ-P4GB-DW-4 | № 01204718 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | |||||
| Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| 51 | НГ ТЭЦ КРУЭ-35кВ, 1С-35, яч.4 фидер "17Ц" | ТТ | КТ 0,5S Ктт=600/1 № Гос. р. 35056-07 | А | 4МС7 | № 09/30571954 | О о о о еч | Ток первичный, Ij |
| В | 4МС7 | № 09/30571953 | ||||||
| С | 4МС7 | № 09/30571957 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=35000:^3/100:<3 № Гос. р. 35057-07 | А | 4МТ12-40,5 | № 09/30573030 | Напряжение первичное, U1 | |||
| В | 4МТ12-40,5 | № 09/30573031 | ||||||
| С | 4МТ12-40,5 | № 09/30572032 | ||||||
| Счетчик | КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 1ном =1 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (квар^ч) | А1805RLQ-P4GB-DW-4 | № 01204719 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 52 | НГ ТЭЦ КРУЭ-35кВ, 1С-35, яч.5 фидер "18Ц" | ТТ | КТ 0,5S Ктт=200/1 № Гос. р. 35056-07 | А | 4МС7 | № 09/30578095 | о о о о | Ток первичный, Ij |
| В | 4МС7 | № 09/30578096 | ||||||
| С | 4МС7 | № 09/30578097 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=35000:^3/100:<3 № Гос. р. 35057-07 | А | 4МТ12-40,5 | № 09/30573030 | Напряжение первичное, U1 | |||
| В | 4МТ12-40,5 | № 09/30573031 | ||||||
| С | 4МТ12-40,5 | № 09/30572032 | ||||||
| Счетчик | КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 1ном =1 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (кваргч) | А1805RLQ-P4GB-DW-4 | № 01204720 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | |||||
| Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| 53 | НГ ТЭЦ КРУЭ-35кВ, 2С-35, яч.21 фидер "5Ц" | ТТ | КТ 0,5S Ктт=1000/1 № Гос. р. 35056-07 | А | 4МС7 | № 09/30571633 | 3 500 000 | Ток первичный, Ij |
| В | 4МС7 | № 09/30571631 | ||||||
| С | 4МС7 | № 09/30571630 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 № Гос. р. 35057-07 | А | 4МТ12-40,5 | № 09/30573027 | Напряжение первичное, U1 | |||
| В | 4МТ12-40,5 | № 09/30573028 | ||||||
| С | 4МТ12-40,5 | № 09/30572029 | ||||||
| Счетчик | КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 1ном =1 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (квар^ч) | А1805RLQ-P4GB-DW-4 | № 01204730 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 54 | НГ ТЭЦ КРУЭ-35кВ, 2С-35, яч.22 фидер "13Ц" | ТТ | КТ 0,5S Ктт=600/1 № Гос. р. 35056-07 | А | 4МС7 | № 09/30571952 | О о о о еч | Ток первичный, Ij |
| В | 4МС7 | № 09/30571950 | ||||||
| С | 4МС7 | № 09/30571956 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 № Гос. р. 35057-07 | А | 4МТ12-40,5 | № 09/30573027 | Напряжение первичное, U1 | |||
| В | 4МТ12-40,5 | № 09/30573028 | ||||||
| С | 4МТ12-40,5 | № 09/30572029 | ||||||
| Счетчик | КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 1ном =1 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (квар^ч) | А1805RLQ-P4GB-DW-4 | № 01204731 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | |||||
| Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| 55 | НГ ТЭЦ КРУЭ-35кВ, 2С-35, яч.23 фидер "19Ц" | ТТ | КТ 0,5S Ктт=200/1 № Гос. р. 35056-07 | А | 4МС7 | № 09/30571949 | О о о о о | Ток первичный, Ij |
| В | 4МС7 | № 09/30571955 | ||||||
| С | 4МС7 | № 09/30571951 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 № Гос. р. 35057-07 | А | 4МТ12-40,5 | № 09/30573027 | Напряжение первичное, U1 | |||
| В | 4МТ12-40,5 | № 09/30573028 | ||||||
| С | 4МТ12-40,5 | № 09/30572029 | ||||||
| Счетчик | КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 1ном =1 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (квар^ч) | А1805RLQ-P4GB-DW-4 | № 01204732 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 56 | НГ ТЭЦ РУ-0,4кВ ГЩУ панель №5 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=300/5 № Гос. р. 36382-07 | А | Т-0,66 | № 116472 | 09 | Ток первичный, Ij |
| В | Т-0,66 | № 116442 | ||||||
| С | Т-0,66 | № 116441 | ||||||
| ТН | А | - | Напряжение первичное, U1 | |||||
| В | - | |||||||
| С | - | |||||||
| Счетчик | КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 1ном =1 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч (кваргч) | А1805RLQ-P4GB-DW-4 | № 01204734 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | |||||
| Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединени я | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| 57 | НГ ТЭЦ РУ-0,4кВ ГЩУ панель №13 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=300/5 № Гос. р. 36382-07 | А | Т-0,66 | № 47856 | 09 | Ток первичный, Ij |
| В | Т-0,66 | № 047857 | ||||||
| С | Т-0,66 | № 116473 | ||||||
| ТН | - | А | - | Напряжение первичное, U1 | ||||
| В | - | |||||||
| С | - | |||||||
| Счетчик | КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Ihom =1 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВт^ч(квар^ч) | A1805RLQ-P4GB-DW-4 | № 01204735 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 58 | ГПП Кудьма РУ-6кВ яч.17 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=600/5 № Гос. р. 25433-03 | А | ТЛО-10 | № 21661 | 7 200 | Ток первичный, I1 |
| В | ||||||||
| С | ТЛО-10 | № 21664 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=6000/100 № Гос. р. 2611-70 | О СЙ > | НТМИ-6-66 | №10799 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик | КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Ihom = 5 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 имп/кВтч(ква]гч) | A1805RL-P4GB-DW-3 | № 01193664 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | |||||
| Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| 59 | ГПП Кудьма РУ-6кВ яч.38 6кВ | ТТ | КТ 0,5S Ктт=600/5 № Гос. р. 25433-03 | А | ТЛО-10 | № 21662 | 7 200 | Ток первичный, I1 |
| В | ||||||||
| С | ТЛО-10 | № 21663 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=6000/100 № Гос. р. 2611-70 | О СЙ > | НТМИ-6-66 | ТВРУ | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик | КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Ihom = 5 А № Гос. р. 31857-06 Kh=5000 ими/кВт^ч(квар^ч) | A1805RL-P4GB-DW-3 | № 01193665 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист №12
Всего листов 16 Таблица 3.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электроэнергии, %.
| № ИК | Состав ИК | cos ф (sin ф) | ±31(2) %Р,[ %] 11(2)% ^ 1изм<15% | ±85 %р,[ %] I5% ^ 1изм<120% | ±820 %Р,[ %] I20% ^ 1изм— 1100% | ±8100 %Р,[ %] 1100% ^ 1изм— 1120% |
| 46 49 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 0,2S (активная энергия) | 1 | ± 1,3 | ± 1,0 | ± 0,91 | ± 0,91 |
| 0,8 | ± 1,6 | ± 1,3 | ± 1,1 | ± 1,1 | ||
| 0,5 | ± 2,4 | ± 1,8 | ± 1,6 | ± 1,6 | ||
| ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,6 | ± 3,1 | ± 2,0 | ± 1,5 | ± 1,5 | |
| 0,87 | ± 2,3 | ± 1,5 | ± 1,2 | ± 1,2 | ||
| 50 55 | ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 0,5S (активная энергия) | 1 | ± 2,4 | ± 1,7 | ± 1,6 | ± 1,6 |
| 0,8 | ± 3,3 | ± 2,4 | ± 2,0 | ± 2,0 | ||
| 0,5 | ± 5,7 | ± 3,4 | ± 2,7 | ± 2,7 | ||
| ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 1 (реактивная энергия) | 0,6 | ± 6,6 | ± 3,8 | ± 2,6 | ± 2,5 | |
| 0,87 | ± 4,6 | ± 2,9 | ± 2,1 | ± 2,1 | ||
| 56, 57 | ТТ класс точности 0,5s Счётчик-класс точности 0,5S (активная энергия) | 1 | ± 2,3 | ± 1,6 | ± 1,4 | ± 1,4 |
| 0,8 | ± 3,2 | ± 2,2 | ± 1,8 | ± 1,8 | ||
| 0,5 | ± 5,5 | ± 3,2 | ± 2,3 | ± 2,3 | ||
| ТТ класс точности 0,5s Счётчик-класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,6 | ± 6,5 | ± 3,6 | ± 2,4 | ± 2,3 | |
| 0,87 | ± 4,6 | ± 2,8 | ± 2,0 | ± 2,0 | ||
| 58, 59 | ТТ класс точности 0,5s ТН класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 0,5S (активная энергия) | 1 | ± 2,8 | ± 2,2 | ± 2,1 | ± 2,1 |
| 0,8 | ± 4,0 | ± 3,3 | ± 3,0 | ± 3,0 | ||
| 0,5 | ± 6,1 | ± 4,1 | ± 3,5 | ± 3,5 | ||
| ТТ класс точности 0,5s ТН класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,6 | ± 9,0 | ± 5,3 | ± 3,6 | ± 3,4 | |
| 0,87 | ± 6,8 | ± 4,3 | ± 3,1 | ± 3,1 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB=24 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=40000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более ^=24 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=23612 ч, среднее время восстановления работоспособности не более ^=1 ч;
Надежность системных решений:
- резервирование электрического питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование внешних каналов передачи данных осуществляется посредством использования основного и резервного каналов связи:
- основной канал: рассылка XML и АСКП файлов по электронной почте. Скорость передачи данных составляет не менее 115200 бит/с;
- резервный канал: телефонная связь. Скорость передачи данных составляет не менее 9600 бит/с.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
- включение и отключение питания счетчика;
- дата и время перепрограммирования;
- дата и время сброса максимальной мощности;
- дата и время очистки журнала событий;
- дата и время включения и отключения режима ТЕСТ;
- дата и время изменения тарифного расписания;
- отключение и включение напряжения пофазно.
Количество событий задается программно и может составлять от 0 до 255.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- измерительных трансформаторов тока;
- измерительных трансформаторов напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательных коробок;
- УСПД;
- НКУ УСПД и коммуникационного НКУ в РУ-6кВ;
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка паролей на счетчик;
- установка паролей на УСПД;
- установка паролей на АРМ.
Программное обеспечение
«Альфа-Центр» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5; 1; 2).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди, приведены в таблице 4.
Таблица 4
| Наимен ование програ ммного обеспеч ения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Наименовани е файла | Номер версии (идентифика ционный номер) программно го обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентифика тора программно го обеспечения |
| ПО «Альфа-Центр» | Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C: \alphacenter\exe) | Amrserver.exe | Версия 4 | 9fe73a904933fac4f 0f05992d297f055 | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | e05ee8bed68da05a c30efffb0fa1ba1b | |||
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и У СПД | Amra.exe | edc1a15ebdb5d1c5 3b466d053d57a23a | |||
| Драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 9cdaa526f6378179 847fcc4cab8110ce | |||
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700, A1140 | encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | |||
| Библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
Лист №14
Всего листов 16
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010: С.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» второй очереди определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование средств измерений | Количество приборов в АИИС КУЭ | Номер в Г осреестре средств измерений |
| 4МС7 | 30 | № 35056-07 |
| Т-0,66 | 6 | № 36382-07 |
| ТЛО-10 | 4 | № 25433-03 |
| 4МТ12-40,5 | 6 | №35057-07 |
| НТМИ-6-66 | 2 | № 2611-70 |
| Счетчик электроэнергии A1800 | 14 | № 31857-06 |
| КАПС на базе УСПД RTU-300 (RTU-327) | 1 | № 19495-03 |
| Шкаф УСПД (УСПД RTU 327; УССВ-35; модемы Zyxel 336E; модемный пул ZyXEL RS-1612; сервер Compaq ProLiant ML 370; ИБП APC Smart-UPS 3000) | 1 комплект | |
| Шкаф коммуникационный (Ethemet-сервер NPort-5630; защита интерфейса RS-485/RS-422, Expro DI-16V; источник бесперебойного питания Back-UPS CS 350ВА, BU-350 APC) | 1 комплект | |
| Шкаф коммуникационный (Ethemet-сервер NPort-5430; преобразователь интерфейса ADAM-4520, Advantech; преобразователь портов ICPCon 7188D; защита интерфейса RS-485/RS-422, Expro DI-16V; источник бесперебойного питания Back-UPS 750ВА, APC) | 1 комплект | |
| Шкаф коммуникационный (источник бесперебойного питания Back-UPS CS 350ВА, BU-350 APC; коммутатор JetNet 3008f-s) | 1 комплект | |
| Преобразователь оптический AE1 | 1 | |
| Портативный инженерный пульт | 1 | |
| АРМ | 3 | |
| Программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр» Laptop (AC L) | 1 комплект | |
| Программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр» SE (AC SE) | 1 комплект | |
| Программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр» PE (AC_PE_10) | 1 комплект |
| Программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр» Time (AC Time) | 1 комплект | |
| Программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр» XML (AC ХМL) | 1 комплект | |
| Программный пакет ПО «AlphaPlus» | 1 комплект | |
| Программный пакет «MeterCat» | 1 комплект | |
| Руководство по эксплуатации АУВБ.411711.Л04.РЭ | 1 шт. | |
| Методика поверки АУВБ.411711.Л04.МП | 1 шт. | |
| Формуляр на систему АУВБ.411711.Л04.РЭ | 1 шт. |
Поверка
- документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез второй очереди». Методика поверки. АУВБ.411711.Л04.МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электроэнергии в соответствии с утвержденным документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» (МП-2203-0042-2006), согласованной ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»;
- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 году;
- оборудование для поверки ИВК в соответствии с методикой поверки ИВК «Альфа-Центр» (ДЯИМ.466453.006МП), утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами «МИР РЧ-01»;
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- термогигрометр «CENTER» (мод. 314): диапазон измерений температуры от -20.. .до
+ 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10...100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Сведения о Методике измерений отсутствуют.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
Лист №16
Всего листов 16
4. ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
5. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
6. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
7. МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
8. МИ 3286-2010 «Проверка защиты программного обесйечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.