Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" Цимлянская ГЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 61186-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
| 61186-15: Описание типа СИ | Скачать | 126.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» Цимлянская ГЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 61186-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" Цимлянская ГЭС |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 61186-15: Описание типа СИ | Скачать | 126.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» Цимлянская ГЭС (далее по тексту -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, трехуровневую 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 (ТТ), трансформаторы напряжения (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 устройство сбора и передачи данных (УСПД) - контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) HP Proliant DL380 Gen10, устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», 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 кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация поступает на ИВК, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации.
ИВК АИИС КУЭ с периодичностью один раз в 30 минут опрашивает УСПД и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает 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), созданной на основе УССВ, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS-приемника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Часы УСПД синхронизированы со временем УССВ, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении времени часов УСПД и УССВ на ±1 с. Сличение времени часов УСПД с временем часов ИВК происходит при каждом опросе, при расхождении времени часов УСПД с временем часов ИВК на ±1 с выполняется их корректировка. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут, 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 используется ПО «Пирамида 2000» (версия не ниже 30.01/2014/С-300). 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 - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД / УССВ / сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ГГ-1 |
ТЛШ-10 4000/5, КТ 0,5 Рег. № 11077-07 |
ЗНОЛ.06-10У3 10000/^3:100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70. Рег. № 28822-05 / УСВ-1. Рег. № 28716-05 / HP Proliant DL380 Gen10 |
|
2 |
ГГ-2 |
ТЛШ-10 4000/5, КТ 0,5 Рег. № 11077-07 |
ЗНОЛ.06-10У3 10000/^3:100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
3 |
ГГ-3 |
ТЛШ-10 4000/5, КТ 0,5 Рег. № 11077-07 |
ЗНОЛ.06-10У3 10000/^3:100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
4 |
ГГ-4 |
ТПЛ-20 4000/5, КТ 0,2S Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06-10 10000/^3:100/^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
5 |
ГГ-5 |
ТПОЛ-10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-08 |
ЗНОЛ.06-10У3 10000/^3:100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
6 |
ВЛ-110 кВ «ЦГЭС-Сев.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 | |
|
7 |
ВЛ-110 кВ «ЦГЭС-Цимлянская» |
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 | |
|
8 |
ВЛ-110 кВ «ЦГЭС-Цимлянская» 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 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ВЛ-110 кВ "ВдТЭЦ-1" |
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-1. Рег. № 28716-05 / HP Proliant DL380 Gen10 |
|
10 |
Цимлянская ГЭС, КРУ 10 кВ, I СШ, яч. №1 |
ТОЛ-СЭЩ 300/5, КТ 0,5S 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 10 кВ, II СШ, яч. №19 |
ТОЛ-СЭЩ 300/5, КТ 0,5S 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 |
ВЛ-220 кВ «ЦГЭС-Шахты» 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 | |
|
13 |
ВЛ-220 кВ «ЦГЭС-ВдТЭЦ-2» МВ Б-2 |
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 | |
|
14 |
ВЛ-220 кВ «ЦГЭС-ВдТЭЦ-2» МВ Б-4 |
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 | |
|
15 |
ВЛ-220 кВ «ЦГЭС-Шахты» МВ Б-3 |
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 |
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 характе |
ристики ИК | ||
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
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 |
|
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 cosф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +30 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
15 |
|
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 cos9 (sm9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С СЭТ-4ТМ.03М СЭТ-4ТМ.03 - температура окружающей среды для сервера, °С - температура окружающей среды для УСПД, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гц |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +70 от -40 до +60 от -40 до +60 от +10 до + 30 от +15 до + 25 от 80,0 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М |
165000 |
|
СЭТ-4ТМ.03 |
90000 |
|
УСВ-1: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
СИКОН С70: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут |
114 |
|
УСПД: СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее |
45 |
|
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
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 |
SB 0,8 |
3 |
|
ТЛШ-10 |
9 | |
|
ТОЛ-СЭЩ |
6 | |
|
ТПЛ-20 |
3 | |
|
ТПОЛ-10 |
3 | |
|
ТФЗМ 110Б-1У |
9 | |
|
ТФЗМ 220Б-ГУ У1 |
12 | |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-10 |
3 |
|
ЗНОЛ.06-10У3 |
12 | |
|
НАЛИ-СЭЩ |
5 | |
|
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 | |
|
НАМИ-220 УХЛ1 |
6 | |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03 |
13 |
|
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 | |
|
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) |
СИКОН С70 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-1 |
1 |
|
Основной сервер |
Сервер HP Proliant DL380 Gen10 |
1 |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
2 |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 61186-15 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
ВЛСТ 989.00.000 ФО с Изменением№1 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 61186-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОИЛ-Экоэнерго» Цимлянская ГЭС. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 02.04.2015 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1.
Методика поверки ВЛСТ.221.00.000МП». утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счет
чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-01);
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
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно - измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОИЛ - Экоэнерго» Цимлянская ГЭС для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» Цимлянская ГЭС»), аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ».
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
