Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Лукойл-Волгограднефтепереработка"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 4

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электричес-кой энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» (далее-АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

-    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический 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 (внешние пользователи) результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень- измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измеритель-ные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии ЕвроАльфа (модификации EA05RL-F2-B-3, EA05RL-B-3, EA05RL-B-4, EA05RL-F2B-4 (ГР № 16666-07) класса точности (КТ) 0,5S/0,5 и A1802RL-P4G-DW-4 (ГР № 31857-11) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (46 точек измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 .

2-й уровень- измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД) типа RTU-325 (модификация RTU 325-E-256-M3-B04-M00-G и RTU 325-E-512-Mll-Q-i2-G) в ГР №37288-08, каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень- представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер, расположенный в ЦРП-2 , локально-вычислительную сеть, программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы , а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в энергоснабжающие организации осуществляется с УСПД, установленного в ЦРП-2, по коммутируемым телефонным линиям и с сервера ИВК АИИС КУЭ через интернет-провайдер.

Результаты измерений и состояние средств измерений (журналы счетчиков) по точкам измерения относящихся к диспетчерским наименованиям приведенным в таблице 2.1, организационно входящих в состав системы учета смежного субъекта, транслируются в адрес ИВК ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» в виде ХМЬ-макетов 80020 и 80030 записываются на сервер ИВК АИИС КУЭ ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» .

Автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой компании подключен к ИВК АИИС КУЭ ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» и формирует отчеты в формате ХМЬ, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Ethernet Коммерческому оператору, региональному филиалу ОАО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субьектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS типа Gamin 35, установленного в ЦРП-2. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. GPS- приемник обеспечивает автоматическую синхронизацию времени УСПД RTU 325, установленного в ЦРП-2, с погрешностью синхронизации времени не более ±1 мс. УСПД ЦРП-2 осуществляет коррекцию времени сервера, УСПД RTU 325, установленного на ТЭЦ-2 и счетчиков ЦРП-2. Сличение времени УСПД RTU 325 (ЦРП-2) с временем сервера осуществляется каждые 30 минут, корректировка выполняется при расхождении времени на ±1 с. Сличение времени счетчиков (ЦРП-2) с временем УСПД RTU 325 (ЦРП-2) осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при

расхождении времени на ±2 с. Сличение времени УСПД RTU 325 (ЦРП-2) с временем УСПД RTU 325 (ТЭЦ-2) осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ±2 с. УСПД (ТЭЦ-2) осуществляет коррекцию времени в счетчиках установленных на точках учета ТЭЦ-2. Сличение времени УСПД RTU 325 (ТЭЦ-2) с временем счетчиков (ТЭЦ-2) осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ±2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки. 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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ на уровне ИВК используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Версия 14.02.01

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1

2

Наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1.0.0

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014-высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

Перечень компонентов АИИС КУЭ , с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2

Таблица 2 -Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Номер измерительного канала

Наименование

присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

Д

П

О

У

В

О

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.3

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 722 Зав. № 700

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 1380 Зав. № 2043 Зав. № 2039

EA05RL-F2-B-3

КТ0,5S/0,5 Зав. № 01088805

3 7

4 0 0

о

%

а

З,

О

-

0

0

-

О

B

-

3

-

VO

5 2 -Е--

5

(N

3

U

T

R

GPS -приемник типа Garmin 35

Активная

Реактивная

2

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.5

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 727 Зав. № 708

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 1380 Зав. № 2043 Зав. № 2039

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088801

3

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.7

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 724 Зав. № 729

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 1380 Зав. № 2043 Зав. № 2039

EA05RL-Р2-B-3 КТ0,5S/0,5 Зав. № 01088817

4

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.9

ТОЛ 10-1

600/5 КТ 0,2S Зав. № 709 Зав. № 692

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 1380 Зав. № 2043 Зав. № 2039

EA05RL-Р2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088802

5

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.10

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 738 Зав. № 723

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 1380 Зав. № 2043 Зав. № 2039

EA05RL-Р2-B-3

КТ0,5S/0,5 Зав. № 01088803

6

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.19

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 1219 Зав. № 737

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 342 Зав. № 863 Зав. № 883

EA05RL-Р2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088819

7

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.21

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 707 Зав. № 728

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 342 Зав. № 863 Зав. № 883

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088816

3 7

4 0 0

о

%

а

З,

О

-

0

0

-

0

B

-

3

-

VO

5 2 -Е--

5

(N

3

U

T

GPS -приемник типа Garmin 35

Активная

Реактивная

8

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.23

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 701 Зав. № 704

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 342 Зав. № 863 Зав. № 883

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088804

9

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.24

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 726 Зав. № 703

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 342 Зав. № 863 Зав. № 883

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088815

10

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.25

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 705 Зав. № 735

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 342 Зав. № 863 Зав. № 883

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088807

11

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.26

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 730 Зав. № 734

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 342 Зав. № 863 Зав. № 883

EA05RL-Р2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088809

12

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.32

ТОЛ 10-1

600/5 КТ 0,2S Зав. № 733 Зав. № 696

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 342 Зав. № 863 Зав. № 883

EA05RL-Р2-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088818

13

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.34

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 732 Зав. № 736

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 1170 Зав. № 1551 Зав. № 1291

EA05RL-Р2-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088811

14

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.40

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 695 Зав. № 721

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 1170 Зав. № 1551 Зав. № 1291

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088814

15

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.42

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 699 Зав. № 693

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 1170 Зав. № 1551 Зав. № 1291

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088808

3 7

4 0 0

о

%

а

З,

О

-

0

0

M0-

-

0

B

-

3

M

-

VO

5 2 -Е--

5

(N

3

U

T

GPS -приемник типа Garmin 35

Активная

Реактивная

16

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.44

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 697 Зав. № 725

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 1170 Зав. № 1551 Зав. № 1291

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088810

17

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.52

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 739 Зав. № 710

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 2111 Зав. № 1847 Зав. № 1514

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088812

18

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.53

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 740 Зав. № 731

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 2111 Зав. № 1847 Зав. № 1514

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088806

19

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.54

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 698 Зав. № 691

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 2111 Зав. № 1847 Зав. № 1514

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088800

20

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.56

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 694 Зав. № 741

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 2111 Зав. № 1847 Зав. № 1514

EA05RL-F2-B-3

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088813

21

ТЭЦ-2

ГРУ-6кВ

Яч.58

ТОЛ 10-1 600/5 КТ 0,2S Зав. № 702 Зав. № 706

3х3НОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 2111 Зав. № 1847 Зав. № 1514

EA05RL-F2-B-3

КТ0,5S/0,5 Зав. № 01088820

22

ТЭЦ-2

ОРУ-35кВ

Яч.13

ТВ35-П-2 600/5 КТ 0,2S Зав. № 726 Зав. № 729 Зав. № 731

ЗНОЛ-35Ш 35000/100 КТ 0,5 Зав. № 202 Зав. № 154 Зав. № 153

A1802RL-P4G-

DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01261483

23

ТЭЦ-2

ОРУ-35кВ

Яч.11

ТВ35-П-2 600/5 КТ 0,2S Зав. № 733 Зав. № 725 Зав. № 730

ЗНОЛ-35Ш 35000/100 КТ 0,5 Зав. № 202 Зав. № 154 Зав. № 153

A1802RL-P4G-

DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01261482

3 7

4 0 0 0

%

а

З,

G,

-

о

0

-

4 0 B -3 -6

i/o

2

-Е-

-

5 2 3

U

T

R

GPS -приемник типа Garmin 35

Активная

Реактивная

24

ТЭЦ-2

ОРУ-35кВ

Яч.3

ТВ35-П-2 600/5 КТ 0,2S Зав. № 000 Зав. № 728 Зав. № 732

ЗНОМ-35-54 35000/100 КТ 0,5 Зав. № 769335 Зав. № 772442 Зав. № 772439

A1802RL-P4G-

DW-4

КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01261481

25

ЦРП-4

РУ-6кВ

Яч.1

ТШЛ-СЭЩ-10-01 2500/5 КТ 0,2S Зав. № 01045-14 Зав. № 01057-14

ЗНОЛП-6У2

6000/100,

КТ 0,5 Зав. № 4003433 Зав. № 4004588 Зав. № 4003825

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088788

2

7

4

о

о

0

№.

00

G,

-

i2

i-

а

-

§

-

2

-Е-

-

5 2 3

T

R

26

ЦРП-4

РУ-6кВ

Яч.18

ТШЛ-СЭЩ-10-01 2500/5 КТ 0,2S Зав. № 01062-14 Зав. № 01053-14

ЗНОЛП-6У2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 4004554 Зав. № 4004708 Зав. № 4004935

EA05RL-B-3 КТ0^/0,5 Зав. № 01088780

27

ЦРП-4

РУ-6кВ

Яч.45

ТШЛ-СЭЩ-10-01 2500/5 КТ 0,2S Зав. № 01044-14 Зав. № 01048-14

ЗНОЛП-6У2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 4004597 Зав. № 4004589 Зав. № 4014652

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088782

28

ЦРП-4

РУ-6кВ

Яч.60

ТШЛ-СЭЩ-10-01 2500/5 КТ 0,2S Зав. № 01063-14 Зав. № 01049-14

ЗНОЛП-6У2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 4004555 Зав. № 004870 Зав. № 004646

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088785

29

ЦРП-5

РУ-6кВ

Яч.41

ТЛШ-10 2000/5 КТ 0,2S Зав. № 224 Зав. № 218

ЗНОЛП-6-У2

6000/100 КТ 0,5 Зав. № 3009831 Зав. № 4000264 Зав. № 4109999

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088779

30

ЦРП-5

РУ-6кВ

Яч.20

ТЛШ-10 2000/5 КТ 0,2S Зав. № 217 Зав. № 223

ЗНОЛП-6-У2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 4109385 Зав. № 4110048 Зав. № 3009900

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088781

2

4 0 0 0

№.

а

З,

G,

-

i2

* 1

а

-

i

-

(N

5 -Е--

5

2

m

U

T

R

GPS -приемник типа Garmin 35

Активная

Реактивная

31

ЦРП-5

РУ-6кВ

Яч.27

ТЛШ-10 2000/5 КТ 0,2S Зав. № 219 Зав. № 216

ЗНОЛП-6-У2

6000/100 КТ 0,5 Зав. № 3009721 Зав. № 3009714 Зав. № 3009906

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088787

32

ЦРП-5

РУ-6кВ

Яч.6

ТЛШ-10 2000/5 КТ 0,2S Зав. № 209 Зав. № 214

ЗНОЛП-6-У2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 4110051 Зав. № 4110049 Зав. № 3009964

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088786

33

ЦРП-5

ЗРУ-35кВ

Яч.1

ТОЛ-35-Б-Ш

1000/5 КТ 0,2S Зав. № 15 Зав. № 6

II0 1 8 9

35/1,5333

О ° <°! <°! <°!

О 50 Кв. в. в. Н 35 ааа З 3 ЗЗЗ

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088791

34

ЦРП-5

ЗРУ-35кВ

Яч.10

ТОЛ-35-Б-Ш

1000/5 КТ 0,2S Зав. № 1 Зав. № 8

ЗНОЛ-35Ш 35000/100 КТ 0,5 Зав. № 251 Зав. № 252 Зав. № 253

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088790

35

ЦРП-6

РУ-6кВ

Яч.113

ТОЛ-10-1У2 1500/5 КТ 0,2S Зав. № 752 Зав. № 714

НАМИТ-10-1 УХЛ-2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 0866

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088799

36

ЦРП-6

РУ-6кВ

Яч.114

ТОЛ-10-1У2 1500/5 КТ 0,2S Зав. № 720 Зав. № 715

НАМИТ-10-1 УХЛ-2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 0866

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088796

37

ЦРП-6

РУ-6кВ

Яч.210

ТОЛ-10-1У2 1500/5 КТ 0,2S Зав. № 745 Зав. № 748

НАМИТ-10-1 УХЛ-2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 0887

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088793

38

ЦРП-6

РУ-6кВ

Яч.211

ТОЛ-10-1У2 1500/5 КТ 0,2S Зав. № 711 Зав. № 742

НАМИТ-10-1 УХЛ-2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 0887

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088795

2

7

4

о

о

0

№.

СЗ

00

G,

-

i2

i-

а

-

lM-

-

2

-Е-

-

5 2

m

U

T

3

in

ев

aG

а

п

и

н

и

и

н

м

е

и

л

п

-

S

P

О

Активная

Реактивная

39

ЦРП-6

РУ-6кВ

Яч.309

ТОЛ-10-1У2 1500/5 КТ 0,2S Зав. № 712 Зав. № 746

НАМИТ-10-1 УХЛ-2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 0404

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088798

40

ЦРП-6

РУ-6кВ

Яч.310

ТОЛ-10-1У2 1500/5 КТ 0,2S Зав. № 899 Зав. № 747

НАМИТ-10-1 УХЛ-2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 0404

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088794

41

ЦРП-6 РУ-6кВ Яч.414

ТОЛ-10-1У2 1500/5 КТ 0,2S Зав. № 744 Зав. № 718

НАМИТ-10-1 УХЛ-2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 018

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088792

42

ЦРП-6 РУ-6кВ Яч.415

ТОЛ-10-1У2 1500/5 КТ 0,2S Зав. № 713 Зав. № 750

НАМИТ-10-1 УХЛ-2 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 018

EA05RL-B-3 Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 01088797

43

ЦРП-6 РУ-6кВ Яч.112 ТСН-1

ТШП-0,66 400/5 КТ 0,2S Зав. № 3081311 Зав. № 3081314 Зав. № 3081316

-

EA05RL-B-4 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088777

44

ЦРП-6 РУ-6кВ Яч.413 ТСН-2

ТШП-0,66 400/5 КТ 0,2S Зав. № 3081312 Зав. № 3081313 Зав. № 3081315

-

EA05RL-B-4 КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01088776

45

ЦРП-7 110 кВ Т-1

ТБМО-110-УХЛ1 200/1 КТ 0,2S Зав. № 2182 Зав. № 2180 Зав. № 2018

НАМИ-110-УХЛ1 110000/100 КТ 0,2 Зав. № 1635 Зав. № 1657 Зав. № 1656

EA05RL-Р2В-4

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01136030

2

7

4 0 0 0

%

.ав

З,

G,

(N

а

-

-

2

15

5 2 3

§

GPS -приемник типа Garmin 35

Активная

Реактив

ная

46

ЦРП-7 110 кВ Т-2

ТБМО-110-УХЛ1 200/1 КТ 0,2S Зав. № 2190 Зав. № 2220 Зав. № 2183

НАМИ-110-УХЛ1 110000/100 КТ 0,2 Зав. № 1668 Зав. № 1616 Зав. № 1630

EA05RL-Р2В-4

КТ 0,5S/0,5 Зав. № 01136031

Перечень измерительных каналов (диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде ХМЬ-макетов 80020 и 80030 в объединенную базу данных ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1- Перечень измерительных каналов (диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде ХМЪ-макетов 80020 и 80030 в объединенную базу данных ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»

Номер

измерительного

канала

Номер диспетчерского наименования АИИС КУЭ смежного субъекта

Диспетчерское наименование точки измерения

Наименование АИИС КУЭ, номер в Государственном реестре средств измерений

1

2

3

4

1

8

Волгоградская ТЭЦ-2, ОВ-110 кВ

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Волгоградская генерирующая компания» (Волгоградская ТЭЦ-2) (ГР № 62243-15)

2

22

Волгоградская ТЭЦ-2, КВЛ-110 кВ № 1

3

23

Волгоградская ТЭЦ-2, КВЛ-110 кВ № 2

4

24

Волгоградская ТЭЦ-2, КЛ-110 кВ № 3

5

25

Волгоградская ТЭЦ-2, КВЛ-110 кВ № 4

6

1

ВЛ 110 кВ №83

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Красноармейская»

(ГР № 42411-09)

7

9

ВЛ 110 кВ №46

8

12

ВЛ 110 кВ №49

9

13

ВЛ 110 кВ №84

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ток (0,01-1,2) !ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 20 до плюс 70°С, для УСПД от минус 10 до плюс 50°С, для сервера от 10 до 35 °С ) приведены в таблице 3.

Таблица 3 -Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

Номер

измерительного

канала

Значение cos ф

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации, %

1(2)< !раб <5

5< !раб <20

20< !раб <100

100< !раб <120

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1-21,25-42

0,5

±2,8

±1,7

±2,3

±1,2

±2,2

±1,1

±2,1

±1,1

0,8

±2,0

±2,4

±1,2

±1,7

±1,5

±1,5

±1,5

±1,5

1

±1,7

не норм

±0,8

не норм

±1,2

не норм

±1,6

не норм

22-24

0,5

±2,4

±1,7

±1,7

±1,2

±1,5

±1,1

±1,5

±1,1

0,8

±1,5

±2,4

±1,1

±1,7

±1,0

±1,5

±1,0

±1,5

1

±1,2

не норм

±0,8

не норм

±0,8

не норм

±0,9

не норм

43-44

0,5

±2,5

±1,6

±2,0

±1,0

±1,8

±0,9

±1,6

±0,9

0,8

±1,9

±2,2

±1,6

±1,4

±1,3

±1,1

±1,2

±1,1

1

±1,6

не норм

±1,1

не норм

±1,0

не норм

±1,5

не норм

45-46

0,5

±2,6

±1,6

±2,1

±1,1

±2,0

±1,0

±1,7

±1,0

0,8

±1,9

±2,2

±1,7

±1,5

±1,4

±1,2

±1,3

±1,2

1

±1,6

не норм

±1,1

не норм

±1,1

не норм

±1,5

не норм

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Шом; ток (0,01-1,2) !ном, , cos ф=0,9 инд; температура окружающей среды (20±5) °С ) приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации

Номер

измерительного

канала

Значение cos ф

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации , %

1(2)< !раб <5

5< !раб <20

20< !раб <100

100< !раб <120

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1-21,25-42

0,5

±1,9

±1,1

±1,8

±1,0

±1,5

±1,0

±1,5

±1,0

0,8

±1,4

±1,6

±1,1

±1,3

±1,0

±1,3

±1,0

±1,3

1

±0,9

не норм

±0,9

не норм

±0,9

не норм

±0,9

не норм

22-24

0,5

±2,3

±1,4

±1,7

±1,1

±1,4

±1,0

±1,4

±1,0

0,8

±1,4

±2,0

±1,0

±1,6

±0,9

±1,3

±0,9

±1,3

1

±1,1

не норм

±0,8

не норм

±0,7

не норм

±0,7

не норм

43-44

0,5

±2,2

±1,2

±1,4

±0,8

±1,3

±0,7

±0,9

±0,7

0,8

±1,6

±1,8

±1,2

±1,2

±0,8

±0,8

±0,7

±0,8

1

±1,4

не норм

±0,7

не норм

±0,6

не норм

±0,6

не норм

45-46

0,5

±2,3

±1,3

±1,6

±0,9

±1,4

±0,8

±1,1

±0,8

0,8

±1,6

±1,8

±1,3

±1,3

±0,9

±1,0

±0,8

±1,0

1

±1,4

не норм

±0,8

не норм

±0,7

не норм

±0,7

не норм

Надежность применяемых в системе компонентов: счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАльфа

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч; счетчик электрической энергии многофункциональный Альфа

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;

трансформатор тока (напряжения)

-среднее время наработки на отказ не менее 40-105 часов,

УСПД RTU-325

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов,

-средний срок службы -30 лет, сервер

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 20000 часов,

-среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика и УСПД:

-    параметрирования;

-    воздействия внешнего магнитного поля;

-    вскрытие счетчика;

-пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике; журнал сервера:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    потери и восстановления связи со счётчиками;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    корректировки времени в счетчике и сервере;

-    изменения ПО.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    сервера ИВК;

УСПД;

защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы

Номер в Гос. реестре средств измерений

Количество

(шт.)

1

2

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАльфа (модификации EA05RL-F2-B-3, EA05RL-B-3, EA05RL-B-4, EA05RL-F2B-4 , КТ 0,5S/0,5

16666-07

21/18/2/2

Счетчик электрической энергии многофункциональный A1802 (модификация A1802RL-P4G-DW-4 , КТ 0,2 S/0,5

31857-11

3

Трансформатор тока ТОЛ 10-1 и его модификация ТОЛ-10-1У2), КТ 0,2S

15128-07

42/18

Трансформатор тока ТВ35-П-2 , КТ 0,2S

56724-14

9

Трансформатор тока ТШЛ-СЭЩ-10 (модификация ТШЛ-СЭЩ-10-01) , КТ 0,2S

37544-08

8

Трансформатор тока ТЛШ-10, КТ 0,2S

11077-07

8

Трансформатор тока ТОЛ-35-Б (модификация ТОЛ-35-Б-Ш), КТ 0,2S

21256-01

4

Трансформатор тока ТШП-0,66, КТ 0,2S

47512-11

12

1

2

3

Трансформатор тока ТБМО-110-УХЛ1, КТ 0,2S

23256-11

12

Трансформатор напряжения 3х3НОЛ.06-6 (модификация

46738-11

12

Трансформатор напряжения ЗНОЛ-35Ш, КТ 0,5

21257-06

9

Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-54, КТ 0,5

912-54

3

Трансформатор напряжения ЗНОЛП-6У2, КТ 0,5

23544-07

24

Трансформатор напряжения НАМИТ-10 (модификация НАМИТ-10-1 УХЛ-2), КТ 0,5

11094-87

5

Трансформатор напряжения НАМИ-110 (модификация НАМИ- 110-УХЛ1), КТ 0,2

24218-08

12

УСПД RTU-325 (модификация RTU 325-E-256-M3-B04-M00-G и RTU 325-E-512-Mll-Q-i2-G)

37288-08

2

Сервер

-

1

GPS -приемник типа Garmin 35

-

1

АРМ (автоматизированное рабочее место)

-

5

Наименование документации

Методика поверки МП 4222-06-7714348389-2016

1

Формуляр ФО 4222-06-7714348389-2016

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-06-7714348389-2016. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка». Методика поверки, утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 25.04.2016.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.

-трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.

-    счетчики электрической энергии многофункциональные электросчетчики ЕвроАльфа в соответствии с документом «ГСИ счетчики электрической энергии многофункциональные ДЯИМ.411152.018». Методика поверки, утвержденная ГЦИ СИ «Ростест-Москва» в 2007 г.

-    счетчики электрической энергии многофункциональные А1802 в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018.

-УСПД RTU 325 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU- 325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП, утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

-радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04.

-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12 .

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ)

ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» приведены в документе Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)

ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка». Свидетельство об аттестации № 86-01.00203-2016 от 28.03.2016 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии (ГЕС 62053-23:2003, MOD).

Развернуть полное описание