Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПГУ-235 ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПГУ-235 ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 3-5.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325T (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «Лукойл-Астраханьэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) (рег. № 54074-13), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной навигационной спутниковой системы (GPS/ГЛОНАСС). УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера БД автоматически при расхождении времени УСПД и сервера БД более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.11.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТГ-3 | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ Кл. т. 0,2 Ктн 10500:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
| 2 | ТГ-1 | AON-F Кл. т. 0,2S Ктт 4000/1 Рег. № 51363-12 | UKM 24/3 Кл. т. 0,2 Ктн 10500:^3/100:^3 Рег. № 51204-12 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
| 3 | ТГ-2 | AON-F Кл. т. 0,2S Ктт 4000/1 Рег. № 51363-12 | UKM 24/3 Кл. т. 0,2 Ктн 10500:^3/100:^3 Рег. № 51204-12 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
| 4 | ТГ-4 | AON-F Кл. т. 0,2S Ктт 4000/1 Рег. № 51363-12 | UKM 24/3 Кл. т. 0,2 Ктн 10500:^3/100:^3 Рег. № 51204-12 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
| 5 | ТГ-5 | AON-F Кл. т. 0,2S Ктт 4000/1 Рег. № 51363-12 | UKM 24/3 Кл. т. 0,2 Ктн 10500:^3/100:^3 Рег. № 51204-12 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ТГ-6 | ТЛШ-10 Кл. т. 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ Кл. т. 0,2 Ктн 10500:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
| 7 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. №1, ВЛ220 кВ ПГУ-235 - Рассвет | CTIG-220 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 47198-11 | SVR-20 Кл. т. 0,2 Ктн 220000:^3/100:^3 Рег. № 47222-11 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
| 8 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. №9, ВЛ220 кВ ПГУ-235 - Астрахань | CTIG-220 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 47198-11 | SVR-20 Кл. т. 0,2 Ктн 220000:^3/100:^3 Рег. № 47222-11 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
| 9 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-110 кВ, 1СШ-110 кВ, яч. КЛ-110 кВ № 463 ПГУ-235 - Кири-Кили I цепь | CTIG-110 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 43485-09 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 42563-09 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
| 10 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-110 кВ, 2СШ-110 кВ, яч. КЛ-110 кВ № 464 ПГУ-235 - Кири-Кили II цепь | CTIG-110 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 43485-09 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 42563-09 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
| 11 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч. КВЛ-110 кВ № 170 ПГУ-235 - ЦРП | CTIG-110 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 43485-09 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 42563-09 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | Центральная Астраханская котельная (220/110/10,5/6), КРУЭ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч. КВЛ-110 кВ № 466 ПГУ-235 - Бузанская | CTIG-110 Кл. т. 0,2S Ктт 400/1 Рег. № 43485-09 | VDGW2-110X Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 42563-09 | A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325T Рег. № 44626-10 |
| П 1 у перечис метролог] 2 3 хранится | римечания Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем пленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 ических характеристик. Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||
Таблица 3 - Границы основной допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной энергии
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК№ 1 - 12 | |
| 3woA, % | 3woP, % | ||
| 2 | 0,5 | ± 1,8 | ± 1,5 |
| 2 | 0,8 | ± 1,2 | ± 1,8 |
| 2 | 0,865 | ± 1,1 | ± 2,1 |
| 2 | 1 | ± 0,9 | — |
| 5 | 0,5 | ± 1,3 | ± 1,3 |
| 5 | 0,8 | ± 0,9 | ± 1,4 |
| 5 | 0,865 | ± 0,8 | ± 1,6 |
| 5 | 1 | ± 0,6 | — |
| 20 | 0,5 | ± 1 | ± 0,8 |
| 20 | 0,8 | ± 0,6 | ± 1 |
| 20 | 0,865 | ± 0,6 | ± 1,1 |
| 20 | 1 | ± 0,5 | — |
| 100, 120 | 0,5 | ± 1 | ± 0,8 |
| 100,120 | 0,8 | ± 0,6 | ± 1 |
| 100, 120 | 0,865 | ± 0,6 | ± 1,1 |
| 100,120 | 1 | ± 0,5 | — |
Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной энергии в рабочих условиях применения
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК№ 1 — 12 | |
| dwA, % | 6WP, % | ||
| 2 | 0,5 | ± 2 | ± 2,1 |
| 2 | 0,8 | ± 1,4 | ± 2,3 |
| 2 | 0,865 | ± 1,3 | ± 2,5 |
| 2 | 1 | ± 1,2 | — |
| 5 | 0,5 | ± 1,4 | ± 1,9 |
| 5 | 0,8 | ± 1,1 | ± 2,1 |
| 5 | 0,865 | ± 1,1 | ± 2,1 |
| 5 | 1 | ± 0,8 | — |
| 20 | 0,5 | ± 1,3 | ± 1,7 |
| 20 | 0,8 | ± 1 | ± 1,8 |
| 20 | 0,865 | ± 0,9 | ± 1,8 |
| 20 | 1 | ± 0,7 | — |
| 100, 120 | 0,5 | ± 1,3 | ± 1,7 |
| 100,120 | 0,8 | ± 1 | ± 1,8 |
| 100, 120 | 0,865 | ± 0,9 | ± 1,8 |
| 100,120 | 1 | ± 0,7 | — |
Примечания
1 Границы основной допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95 приведены в таблице 3.
2 Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95 в рабочих условиях применения приведены в таблице 4.
3 Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| - ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, ОС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % От Ihom | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС | от -40 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, ОС | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, ОС | от 0 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, 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 | 114 45 45 10 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- 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;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость 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:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Т ип/Обозначение | Количество, шт./Экз. |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | AON-F | 12 |
| Трансформатор тока | CTIG-220 | 6 |
| Трансформатор тока | CTIG-110 | 12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 6 |
| Трансформатор напряжения | UKM 24/3 | 12 |
| Трансформатор напряжения | SVR-20 | 6 |
| Трансформатор напряжения | VDGW2-11OX | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A18O2RALX-P4GB-DW-4 | 12 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325T | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | 015-30007-2013 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | Н663-АУЭ.1.ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПГУ-235 ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго». Свидетельство об аттестации методики измерений № 185-01.00249-2013 от «05» ноября 2013 г.
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