Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
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), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллер сетевой индустриальный (далее - УСПД) RTU-325L-E2-512M2-B2, устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа 35LVS, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс Dell PowerEdge R430 (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), локальновычислительную сеть, программное обеспечение ПО «Альфа ЦЕНТР», 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 токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
-активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485, RS-322, радиомодема (Integra-TR), модема (Westermo TD32AC) поступает на входы УСПД, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее через коммутатор (switch) передаются на ИВК.
ИВК при помощи ПО «АльфаЦентр» осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа 35LVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования 1 раз в час. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени.
Часы УСПД АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS-приемника, корректировка часов УСПД АИИС КУЭ выполняется при расхождении времени часов УСПД и GPS-приемника на ± 1 с. Сличение времени часов УСПД и времени часов ИВК происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут, при расхождении времени часов УСПД с временем часов ИВК на ±1 с выполняется их корректировка. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов УСПД происходит при каждом опросе, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов УСПД на ± 2 с выполняется их корректировка.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (Версия не ниже 15.07.04). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки программного обеспечения
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3Е736В7Е380863Е44СС8Е6Е7ББ211С54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, <и м о я | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | 1=^ рд щ О О « ^ ^ о |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС-110/6 кВ «НПЗ» ОРУ-110 кВ ввод 110 кВ на Т-1 | ф.А.ТФМ-110 ф.В.ТФМ-110 ф.С.ТФМ-110 200/5, КТ 0,5 Рег. № 16023-97 | ф.А НКФ-110 ф.В НКФ-110 ф.С НКФ-110 110000:V3 /100: V3 КТ 0,5 Рег. № 26452-06 | A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325L-E2-512M2-B2 Рег. № 37288-08 / GPS-приемник УССВ-35HVS / ИВК- Dell PowerEdge R430 |
| 2 | ПС-110/6 кВ «НПЗ» 0РУ-110 кВ ввод 110 кВ на Т-2 | ф.А.ТФМ-110 ф.В.ТФМ-110 ф.С.ТФМ-110 200/5, КТ 0,5 Рег. № 16023-97 | ф.А НКФ-110 ф.В НКФ-110 ф.С НКФ-110 110000:V3 /100: V3 КТ 0,5 Рег. № 26452-06 | A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 3 | ПС-110/6 кВ «НПЗ» 0РУ-110 кВ: КВЛ-110 кВ Ярегская ТЭЦ-НПЗ I цепь | ф.А.ТГФМ-110 ф.В.ТГФМ-110 ф.С.ТГФМ-110 300/5, КТ 0,2 Рег. № 52261-12 | ф.А НАМИ-110 УХЛ1 ф.В НАМИ-110 УХЛ1 ф.С НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3 /100: V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 | A1802RALQV-P4GB1-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 4 | ПС-110/6 кВ «НПЗ» 0РУ-110 кВ: КВЛ-110 кВ Ярегская ТЭЦ-НПЗ II цепь | ф.А.ТГФМ-110 ф.В.ТГФМ-110 ф.С.ТГФМ-110 300/5, КТ 0,2 Рег. № 52261-12 | ф.А НАМИ-110 УХЛ1 ф.В НАМИ-110 УХЛ1 ф.С НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3 /100: V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 | A1802RALQV-P4GB1-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 5 | ПС-110/6 кВ «НПЗ» 0РУ-110 кВ: ВЛ-110 кВ №144 | ф.А.ТГФМ-110 ф.В.ТГФМ-110 ф.С.ТГФМ-110 300/5, КТ 0,2 Рег. № 52261-12 | ф.А НАМИ-110 УХЛ1 ф.В НАМИ-110 УХЛ1 ф.С НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3 /100: V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 | A1802RALQV-P4GB1-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 6 | ПС-110/6 кВ «НПЗ» 0РУ-110 кВ: ВЛ-110 кВ №145 | ф.А.ТГФМ-110 ф.В.ТГФМ-110 ф.С.ТГФМ-110 300/5, КТ 0,2 Рег. № 52261-12 | ф.А НАМИ-110 УХЛ1 ф.В НАМИ-110 УХЛ1 ф.С НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3 /100: V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ПС-35/6 кВ «УТС» ГРУ-6 кВ яч.33 | ф.А.ТОЛ-10-1-1 ф.С.ТОЛ-10-1-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-07 | НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325L-E2-512M2-B2 Рег. № 37288-08 / GPS-приемник УССВ-35HVS / ИВК- Dell PowerEdge R430 |
| 8 | ПС-35/6 кВ «УТС» ГРУ-6 кВ яч.35 | ф.А.ТОЛ-10-1-1 ф.С.ТОЛ-10-1-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-07 | НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 9 | ПС-110/35/6 кВ «Ветлосян» ЗРУ-6 кВ яч.12 | ф.А.ТВЛМ-10 ф.С. ТВЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 18178-99 | A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 10 | ПС-110/35/6 кВ «Ветлосян» ЗРУ-6 кВ яч.19 | ф.А.ТЛМ-10 ф.С. ТЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 18178-99 | A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 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 УССВ, УСПД, на аналогичные утвержденных типов. 3 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 неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1, 2, 7-10 | Активная Реактивная | 1,1 1,6 | 2,9 4,5 |
| 3-6 | Активная Реактивная | 0,6 1,0 | 1,3 2,2 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8 (sin ф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos ф=0,8 (sin ф=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 5 до 35 °С. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц | от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cosj (sinj) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С: | |
| Альфа А1800 | от -40 до + 65 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С: | от + 10 до + 30 |
| - температура окружающей среды для УСПД, °С: - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, не более, % - частота, Гц | от + 15 до + 25 от 80 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 100000 |
| Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 100000 1 |
| Г лубина хранения информации Счетчики: Альфа А1800 | |
| - графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 | 1200 |
| минут, дни, не менее УСПД RTU-325L - архива коммерческого интервала (по умолчанию) за сутки, дни, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование;
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне;
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| ТГФМ-110 | 12 |
| ТЛМ-10 | 2 |
| ТОЛ-10-1-1 | 4 |
| ТФМ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| НАМИТ-10-2 | 4 |
| НКФ-110 | 6 |
| Счетчик электроэнергии | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 1 |
| A1802RALQV-P4GB1-DW-4 | 3 |
| A1802RL-P4GB-DW-4 | 6 |
| УСПД | RTU-325L-E2-512M2-B2 | 1 |
| СОЕВ(УСВ) | УССВ-35HVS | 1 |
| Основной сервер | Dell PowerEdge R430 | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | АРМ | 5 |
| Документация |
| Методика поверки | МП 26.51.43-43-7714348389-2018 | 1 |
| Формуляр | ФО 26.51.43-43-7714348389-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-43-7714348389-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-УНП». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 13.07.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1800 Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- Устройство сбора и передачи данных RTU-325L в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.» утвержденым ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Glвлажности и температуры ИВТМ-7obalPositioningSystem (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде27008-04);
- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-0,4 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» МВИ 26.51.43-43-7714348389-2018, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ» 29.06.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-УНП»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72283-18: Методика поверки МП 26.51.43-43-7714348389-2018Скачать973.4 Кб