Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Лукойл-Волгограднефтепереработка"
- ЗАО "Энергометрология", г.Москва
-
Скачать
64520-16: Методика поверки МП 4222-06-7714348389-2016Скачать682.3 Кб64520-16: Описание типа СИСкачать137.0 Кб
- 24.08.24
- 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 % .в 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 % .в 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 % .в 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 % .в 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 №. .в 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 №. .в 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).