Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" Цимлянская ГЭС

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ - Экоэнерго» Цимлянская ГЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии в режиме измерений активной электроэнергии и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру для информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000» и устройство синхронизации системного времени (УСВ).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных 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 и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Ростовское РДУ и всем заинтересованным субъектам осуществляется от АРМ по сети Internet в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), принимающей сигналы всемирного координированного времени UTC(SU) от спутников глобальных систем позиционирования (Глонасс/GPS). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК. Коррекция часов ИВК проводится при расхождении времени устройства синхронизации времени и ИВК более чем на ± 1 с. Сличение времени УСПД с временем ИВК происходит при каждом опросе, при расхождении времени более чем на ± 1 с выполняется корректировка часов УСПД.

Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Он наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 01. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО

Не ниже 3.0

Цифровой идентификатор модуля ПО

52E28D7B-608799BB-3CCEA41B-548D2C83

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование измерительного канала

Состав измерительного канала

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД, УСВ

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

1

Цимлянская ГЭС, Г-1 10,5 кВ

ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 4000/5 Рег. № 11077-07

ЗНОЛ.06-10У3

Кл.т. 0,5 10000/^3/100^3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

СИКОН С70 Рег. № 28822-05 УСВ-2 Рег. № 41681-10

HP Proliant DL380 Gen10

2

Цимлянская ГЭС, Г-2 10,5 кВ

ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 4000/5 Рег. № 11077-07

ЗНОЛ.06-10У3

Кл.т. 0,5 10000/^3/100^3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

3

Цимлянская ГЭС, Г-3 10,5 кВ

ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 4000/5 Рег. № 11077-07

ЗНОЛ.06-10У3

Кл.т. 0,5 10000/^3/100^3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

4

Цимлянская ГЭС, Г-4 10,5 кВ

ТПЛ-20

Кл.т. 0,2S 4000/5 Рег. № 47958-11

ЗНОЛ.06-10

Кл.т. 0,5 10000/^3/100^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

5

Цимлянская ГЭС, Г-5 10,5 кВ

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1261-08

ЗНОЛ.06-10У3

Кл.т. 0,5 10000/^3/100^3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Номер ИК

Наименование измерительного канала

Состав измерительного канала

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД, УСВ

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

6

Цимлянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Северный Портал

ТФЗМ 110Б-1У 1000/5, КТ 0,2S Рег. № 26422-06

НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

СИКОН С70 Рег. № 28822-05 УСВ-2 Рег. № 41681-10

HP Proliant DL380 Gen10

7

Цимлянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Цимлянская

ТФЗМ ноб-iv 1000/5, КТ 0,2S Рег. № 26422-06

НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

8

Цимлянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ

SB 0,8 1000/5, КТ 0,2S Рег. № 20951-06

НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

9

Цимлянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1

ТФЗМ ноб-iv 1000/5, КТ 0,2S Рег. № 26422-06

НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

10

Цимлянская ГЭС, КРУ-10 кВ, I СШ 10 кВ, яч.№1, КЛ-10 кВ Шлюз

ТОЛ-СЭЩ 300/5, КТ 0,5 S Рег. №51623-12

НАЛИ-СЭЩ 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. № 36697-12

11

Цимлянская ГЭС, КРУ 10кВ, II СШ, яч. №19, КЛ-10 кВ Правый берег

ТОЛ-СЭЩ 300/5, КТ 0,5 S Рег. №51623-12

НАЛИ-СЭЩ 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. № 36697-12

12

Цимлянская ГЭС, ОРУ-220 кВ, МВ Б-1

ТФЗМ 220Б-!У У1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 6540-78

НАМИ-220 УХЛ1 220000/^3:100^3 КТ 0,2 Рег. № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Номер ИК

Наименование измерительного канала

Состав измерительного канала

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД, УСВ

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

13

Цимлянская ГЭС, ОРУ-220 кВ, МВ Б-2

ТФЗМ 220Б-1У У1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 6540-78

НАМИ-220 УХЛ1 220000/^3:100^3 КТ 0,2 Рег. № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

СИ-КОН С70 Рег. № 28822-05 УСВ-2 Рег. № 41681-10

HP Proliant DL380 Gen10

14

Цимлянская ГЭС, ОРУ-220 кВ, МВ Б-4

ТФЗМ 220Б-1У У1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 6540-78

НАМИ-220 УХЛ1 220000/^3:100^3 КТ 0,2 Рег. № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

15

Цимлянская ГЭС, ОРУ-220 кВ, МВ Б-3

ТФЗМ 220Б-1У У1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 6540-78

НАМИ-220 УХЛ1 220000/^3:100^3 КТ 0,2 Рег. № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Примечания:

1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

2. Допускается замена УСПД и устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.

3. Допускается замена сервера БД без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлимая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности, (±6), %

Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), %

1-3, 5

Активная Реактивная

1,6

2,4

1,8

2,6

4

Активная Реактивная

0,9

1,3

1,2

1,6

6-9

Активная Реактивная

0,6 0,9

1,0

1,3

10, 11

Активная Реактивная

1,4

2,1

2,1

3,9

12-15

Активная Реактивная

1,5

2,2

1,6

2,4

Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени UTC(SU), с

±5

Примечания:

1) Границы погрешности указаны для cosф=0,8 инд, I = от 20 % 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С в рабочих условиях.

2) Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

3) В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности P = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

15

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

- ток, % От Ihom

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos9

температура окружающей среды для УСПД и сервера, °С

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,8 от +15 до +25 от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % От Uhom

- ток, % От Ihom

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos9

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

от 90 до 110

от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 1 емк.

от -45 до +70

от +5 до +35 от -40 до +60 0,5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Счетчики СЭТ-4ТМ.03

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более СИКОН С70:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСВ-2:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

165000 2

90000 2

70000 2

35000

100000

1

Глубина хранения информации

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03:

- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

113

40

45

10

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

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

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

журнал УСПД:

- параметрирования;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерения приращений электроэнергии на интервалах 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);

- сбор результатов измерений - не реже 1 раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ - Экоэнерго» Цимлянская ГЭС типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

аблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТФЗМ 220B-IV У1

12

Трансформатор тока

ТФЗМ 110E-IV

9

Трансформатор тока

ТПЛ-20

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

3

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ

6

Трансформатор тока

ТЛШ-10

9

Трансформатор тока

SB0,8

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06.10У3

12

Трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ

2

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

13

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М.01

2

УСПД

СИКОН С70

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Сервер БД АИИС КУЭ

HP Pro-liant DL380 Gen10

1

Программное обеспечение

ПО «Пирамида 2000»

1

Формуляр

ВЛСТ 989.00.001 ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ - Экоэнерго» Цимлянская ГЭС, аттестованном ООО «Транснефтьэнерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311308 от 29.10.2015.

Нормативные документы

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

ГОСТ   34.601-90   Информационная технология. Комплекс стандартов

на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

Развернуть полное описание