| Номер в госреестре | 89080-23 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" Цимлянская ГЭС |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" (ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго"), г. Ростов-на-Дону |
| Год регистрации | 2023 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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
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 Г | Ю |
| 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 |
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/V3/100V3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | 5 о (N О 21 ОО ' г5 00 26 1 №4 е Р. 0е г~- О (si S м о и й ^ И и | HP Proliant DL380 Gen10 |
| 2 | Цимлянская ГЭС, Г-2 10,5 кВ | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 4000/5 Рег. № 11077-07 | ЗН0Л.06-10У3 Кл.т. 0,5 10000/V3/100V3 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 | ЗН0Л.06-10У3 Кл.т. 0,5 10000/V3/100V3 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 | ЗН0Л.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100V3 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 | ЗН0Л.06-10У3 Кл.т. 0,5 10000/V3/100V3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
| Номер ИК | Состав измерительного канала | |||||
| Наименование 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/V3:100V3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
| 7 | Цимлянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Цимлянская | ТФЗМ 110Б-1У 1000/5, КТ 0,2S Рег. № 26422-06 | НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3:100V3 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/V3:100V3 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 |
| 9 | Цимлянская ГЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1 | ТФЗМ 110Б-1У 1000/5, КТ 0,2S Рег. № 26422-06 | НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3:100V3 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-1У У1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 6540-78 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/V3:100^3 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-ГУ У1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 6540-78 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/V3:100^3 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-ГУ У1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 6540-78 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/V3:100^3 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-ГУ У1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 6540-78 | НАМИ-220 УХЛ1 220000/V3:100^3 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. | ||||||
| Номер ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±5), % | |
| 1-3, 5 | Активная Реактивная | 1,6 2,4 | 1,8 2,6 | |
| 4 | Активная | 0,9 | 1,2 | |
| Реактивная | 1,3 | 1,6 | ||
| 6-9 | Активная Реактивная | 0,6 0,9 | 1,0 1,3 | |
| 10, 11 | Активная | 1,4 | 2,1 | |
| Реактивная | 2,1 | 3,9 | ||
| 12-15 | Активная | 1,5 | 1,6 | |
| Реактивная | 2,2 | 2,4 | ||
| Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ | ||||
| АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени | ±5 | |||
| UTC(SU), с | ||||
| Примечания: | ||||
| 1) Границы погрешности указаны для cos9=0,8 инд, I = от 20 % 1ном при температуре окружа | ||||
| ющего 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, соответ | ||||
| ствующие вероятности P = 0,95. | ||||
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 15 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,8 |
| температура окружающей среды для УСПД и сервера, °С | от +15 до +25 |
| -температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cos9 | от 0,5 инд. до 1 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +70 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -40 до +60 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| СИКОН С70: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 35000 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропо- | |
| требления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каж- | 45 |
| дому каналу, суток, не менее | |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 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).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ - Экоэнерго» Цимлянская ГЭС типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
| Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ | ||
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 220Б-ГУ У1 | 12 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-ГУ | 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 |
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.
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.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.09.2024 |
