Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" Цимлянская ГЭС Обозначение отсутствует

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" Цимлянская ГЭС Обозначение отсутствует, 89080-23

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.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

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

Назначение

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 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
Номер ИК	Наименование 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
Номер ИК	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
Номер ИК	Наименование 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
4	Реактивная	1,3	1,6
6-9	Активная Реактивная	0,6 0,9	1,0 1,3
10, 11	Активная	1,4	2,1
10, 11	Реактивная	2,1	3,9
12-15	Активная	1,5	1,6
12-15	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).

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.

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

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.