Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
Номер в ГРСИ РФ: | 46749-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Р.В.С.", г.Москва |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 46749-11 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" |
Технические условия на выпуск | ГОСТ 1983, ГОСТ 7746, ГОСТ 22261-94 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
Телефон | (8*095) 437-55-77 |
Факс | 437-56-66 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 42542 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 2016 от 29.04.11 п.15 |
Производитель / Заявитель
ООО "Р.В.С.", г.Москва
Россия
109052, ул.Нижегородская, 47, Тел. (495) 788-78-69, тел/факс 788-78-69 (111250, пр-д завода Серп и Молот, д.6, стр.1; 109004, ул.Николоямская, д.50, стр.1), 117105, Варшавское шоссе, д.25А, стр.6, БЦ Чайка Плаза 10. Тел. (495) 797-96-92, факс 797-96-93
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 46749-11 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 18 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 18 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
46749-11: Описание типа СИ | Скачать | 460.6 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной
и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные
рабочие места (АРМы);
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии
средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0
по программно-задаваемым адресам;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую 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) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее -счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035 -83 и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений 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 (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ и программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа-Центр».
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 преобразуют 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 по проводным линиям связи 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 по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник входит в состав УСПД «RTU-325». Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД «RTU-325» осуществляется каждые 2 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков Альфа 1800 с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств. Расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журналах событий УСПД и сервера БД.
Журнал событий сервера БД отражает события журналов событий ИВКЭ и ИИК, полученные с уровней ИВКЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа-Центр», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Альфа-Центр» 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 «Альфа-Центр».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентиф икатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
«Альфа-Центр» |
alphamess.dll |
AC_SE_5 |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
MD5 |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
MD5 | ||
amra.exe |
932da14df08bee64 117a44f91c015c09 |
MD5 | ||
amrc.exe |
e114d19d3b7ff99b 71796f2fdbb14597 |
MD5 | ||
amrserver.exe |
e17abf082add206e d7afa0aa7528fc97 |
MD5 | ||
cdbora2.dll |
47900072cfb6e73c e3fce169bc80f695 |
MD5 | ||
encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c |
MD5 |
ИВК для учета электрической энергии «Альфа-Центр», в состав которых входит ПО «Альфа- Центр», внесены в Федеральный информационный фонд СИ РФ № 20481-00.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа- Центр».
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
7 |
ВЛ-110 кВ Астраханская ГРЭС - ЦРП 1 цепь (ВЛ-110 кВ 131) |
SNBC 500/5 Кл. т. 0,2S |
SVTR-10C 110000/100 Кл. т. 0,5 |
A1802 RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,9 | |
8 |
ВЛ-110 кВ Астраханская ГРЭС - ЦРП 2 цепь (ВЛ-110 кВ 132) |
SNBC 500/5 Кл. т. 0,2S |
SVTR-10C 110000/100 Кл. т. 0,5 |
A1802 RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
RTU-325 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,9 |
9 |
ВЛ-110 кВ Астраханская ГРЭС - Первомайская (ВЛ110 кВ 135) |
SNBC 500/5 Кл. т. 0,2S |
SVTR-10C 110000/100 Кл. т. 0,5 |
A1802 RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,9 | |
29 |
ШСВ-110 кВ |
SNBC 500/5 Кл. т. 0,2S |
SVTR-10C 110000/100 Кл. т. 0,5 |
A1802 RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,9 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
41 |
Фидер-5 6кВ |
ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 |
А1805 RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 |
RTU-325 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,6 |
32 |
Г-1 |
ТЛП-10-1 4000/5 Кл. т. 0,5S |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,5S |
A1802 RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,9 | |
30 |
Г-2 |
ТЛП-10-1 4000/5 Кл. т. 0,5S |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,5S |
A1802 RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,9 | |
34 |
Г-3 |
ТЛП-10-1 2000/5 Кл. т. 0,5S |
ЗНОЛ.06 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
A1802 RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,9 | |
40 |
ТСН-1 |
ТЛО-10-1 600/5 Кл. т. 0,5S |
ЗНОЛ.06 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
A1802 RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,9 | |
42 |
ТСН-2 |
ТЛО-10-1 600/5 Кл. т. 0,5S |
ЗНОЛ.06 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
A1802 RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,6 |
±3,2 ±4,5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos<p = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК от плюс 10 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена устройства синхронизации времени на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
10 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, °C |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°C: - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +65 от +10 до +60 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика Альфа 1800 - среднее время восстановления работоспособности, ч У СПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не мене для УСПД RTU-325 - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
120000 2 75000 0,5 70000 1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - 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 40 45 10 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- 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:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» 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 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № СИ |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
SNBC |
43661-10 |
12 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
3 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТЛП-10-1 |
30709-08 |
9 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10-1 |
25433-08 |
6 |
Трансформатор напряжения |
SVTR-ЮС |
43745-10 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2611-70 |
1 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
35956-07 |
6 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3344-04 |
9 |
Счётчик электрической энергии |
A1800 |
31857-11 |
10 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
37288-08 |
2 |
Программное обеспечение |
Альфа-Центр |
20481-00 | |
Методика поверки |
МП 46749-11 с Изменением №1 |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
72122884.4252103.011.ФО |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 46749-11 с Изменением №1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 7 июня 2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- Счетчики типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- Устройства сбора и передачи данных типа RTU-325 - в соответствии с документом
ДЯИМ.466.453.005МП «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 году;
- Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии
«Альфа-Центр» - в соответствии с документом ДЯИМ.466453.06МП, «Комплексы измерительновычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), Рег. № СИ 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%, Рег. № СИ 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 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