Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТЭК-Энерго" (ЗАО "Лукойл-АИК")

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 54598-13
Производитель / заявитель: ООО "Системы Релейной Защиты", г.Москва
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Скачать

54598-13: Описание типа СИ Скачать 93.5 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 54598-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТЭК-Энерго" (ЗАО "Лукойл-АИК")
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 54598-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 921 п. 55 от 16.08.2013
Производитель / Заявитель

ООО "Системы Релейной Защиты", г.Москва

 Россия 


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТЭК-Энерго" (ЗАО "Лукойл-АИК") (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 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 (ИВКЭ) ПС «Омичка» и информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Когалымских ЭС ОАО «Тюменьэнерго», включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, ервер сбора данных ОАО «Тюменьэнерго» филиал Когалымские электрические сети, устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в состав УСПД.

3-й    уровень - ИВК ООО «ТЭК-Энерго» (ОАО «Тюменская энергосбытовая компания»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), УСВ и программное обеспечение (далее - ПО) Энергосфера.

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.

Для ИК 1-2 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 ИВК Когалымских ЭС ОАО «Тюменьэнерго», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На ИВК Когалымских ЭС ОАО «Тюменьэнерго» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов 80020 в ИВК ООО «ТЭК-Энерго» (ОАО «Тюменская энергосбытовая компания») через канал Internet.

Для ИК 3-4 цифровой сигнал с выходов счетчиков с использованием GSM/GPRS коммуникатора поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее накопление.

Измерительная информация записывается в ИВК ООО «ТЭК-Энерго» (ОАО «Тюменская энергосбытовая компания») базу данных в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам (ПАК ОАО «АТС», ЗАО «Лукойл-АИК», филиал ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ, смежные субъекты ОРЭ).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, ИВКЭ ПС «Омичка», ИВК Когалымских ЭС ОАО «Тюменьэнерго», и ИВК ООО «ТЭК-Энерго» (ОАО «Тюменская энергосбытовая компания»). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени, на основе приемников сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).

Для ИК 1-2 в качестве источника точного времени используется устройство синхронизации времени, на базе GPS-приемника, входящего в состав УСПД ЭКОМ-3000. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 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. Часы ИВК Когалымских ЭС ОАО «Тюменьэнерго» синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов ИВК и УСПД более чем на ± 2 с.

Для ИК 3-4 в качестве источника точного времени используется устройство синхронизации времени, на базе GPS-приемника, корректирующего время ИВК ООО «ТЭК-Энерго» (ОАО «Тюменская энергосбытовая компания»). Коррекция часов ООО «ТЭК-Энерго» (ОАО «Тюменская энергосбытовая компания») проводится при расхождении часов ИВК и времени приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК ООО «ТЭК-Энерго» (ОАО «Тюменская энергосбытовая компания») с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО "ТЭК-Энерго" (ЗАО "Лукойл-АИК") используется ПО Энергосфера версии 6.4, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО Энергосфера 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 Энергосфера.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули П

О

Наименование

программного

обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО

«Энергосфера»

Модуль импорта - экспорта

expimp.exe

6.4

9F2AA3085B85BEF7 46ECD04018227166

MD5

Модуль ручного ввода данных

HandInput.exe

6.4

2F968830F6FF3A2201

1471D867A07785

Модуль сервера опроса

PSO.exe

6.4

A121F27F261FF87981

32D82DCF761310

Модуль предотвращения сбоев

SrvWDT.exe

6.4

76AF9С9А4С0А8055

0B1A1DFD71AED151

Редактор

расчетных

схем

adcenter.exe

6.4

79FA0D977EB187DE

7BA26ABF2AB234E2

Модуль администрирования системы

AdmTool.exe

6.4

C1030218FB8CDEA4

4A86F04AA15D7279

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Состав измерительного канала

Метрологические характеристики ИК

№ п/п

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ПС 110/35/6кВ Омичка

ВЛ-35 кВ Чайка-

ТФЗМ-35А-У1 Кл. т. 0,5

НАМИ-35 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 660

СЭТ-4ТМ.03М

ЭКОМ-3000 Зав. № 07092486

активная

±1,1

±3,0

1

1

ИК №1

200/5 Зав. № 40992; Зав. № 42053

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805090065

реактивная

±2,7

±4,7

ВЛ-35 кВ Чайка-

ТФЗМ-35А-У1 Кл. т. 0,5

НАМИ-35 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 78

СЭТ-4ТМ.03М

ЭКОМ-3000 Зав. № 07092486

активная

±1,1

±3,0

2

2

ИК №2

200/5 Зав. № 71475; Зав. № 71482

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805090008

реактивная

±2,7

±4,7

ПС 220/110/10/6 Когалым

ТЛШ-10

ЗНОЛП-6

3

ЗРУ-6 1АТ яч.12

Кл. т. 0,5 3000/5

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 02054683

активная

±1,1

±3,0

ИК №3

Зав. № 1219; Зав. № 1221; Зав. № 1217

Зав. № 2181; Зав. № 4079; Зав. № 4080

реактивная

±2,6

±4,6

ТЛШ-10

ЗНОЛП-6

4

ЗРУ-6 3СТ яч.18

Кл. т. 0,5 3000/5

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 02056533

активная

±1,1

±3,0

ИК №4

Зав. № 1223; Зав. № 1220; Зав. № 1224

Зав. № 4083; Зав. № 3403; Зав. № 3302

реактивная

±2,6

±4,6

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1 - 1,2) 1ном, частота - (50 ±

0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон

силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 -

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон

силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 -

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 °С до плюс 60 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 2603583, ГОСТ Р 52425-2005;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО "ТЭК-Энерго" (ЗАО "Лукойл-АИК") порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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 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;

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, параметрирова-

нии:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (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).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТЭК-Энерго" (ЗАО "Лукойл-АИК") типографским способом.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТФЗМ-35А-У1

26417-04

4

Трансформатор тока

ТЛШ-10

11077-07

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-35

19813-09

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6

23544-07

6

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

2

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

2

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

17049-09

1

Программное обеспечение

Энергосфера

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 54598-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТЭК-Энерго" (ЗАО "Лукойл-АИК"). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2013 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

•    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

•    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

•    СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

•    СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1;

•    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

•    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО "ТЭК-Энерго" (ЗАО "Лукойл-АИК"), аттестованной ФГУП "ВНИИ метрологической службы", аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г., 119361, Москва, ул. Озерная, 46.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

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.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также