Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Лукойл-Пермь"-II очередь
Номер в ГРСИ РФ: | 64294-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Пермь»-11 очередь (далее-АИИС КУЭ), каналы которой входят в систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС) ООО «Лукойл-Пермь» (ГР № 60878-15) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 64294-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Лукойл-Пермь"-II очередь |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
64294-16: Описание типа СИ | Скачать | 112 КБ | |
64294-16: Методика поверки МП 4222-07-7714348389-2016 | Скачать | 582 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Пермь»-11 очередь (далее-АИИС КУЭ), каналы которой входят в систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС) ООО «Лукойл-Пермь» (ГР № 60878-15) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим
удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень -измерительно-информационные комплексы (ИИК)), включающие измеритель-ные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 (ГР № 46634-11), класса точности (КТ) 0,5S/1,0 ,ПСЧ-4ТМ.05МК.00 (ГР № 46634-11) класса точности (КТ) 0,5S /1,0 и ЕвроАльфа (модификации EA02RAL-P1B-4 (ГР № 16666-07) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (2 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений
аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по
ГОСТ 31819.22-2012 .
2-й уровень -измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных RTU-325 (ГР № 37288-08) (далее-УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень -информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий центральное устройство сбора и передачи данных (далее-ЦУСПД) типа RTU-327 (ГР № 41907-09), сервер совместимый с платформой х86, локально-вычислительную сеть, программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место, 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 фазные токи и напряжения преобразуются 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. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД типа RTU 325 (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока (ТТ) и измерительных трансформаторов напряжения (ТН), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее результаты измерений и журналов событий поступают в ИВК.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Связь между УСПД ИВКЭ и счетчиками осуществляется по проводным линиям связи, УКВ-радиоканалам, с использованием сотовой связи. Обмен информации между уровнями ИВКЭ ИВК производится по ЛВС с использованием протокола Ethernet. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ, считывание данных с счетчиков происходит в автономном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт счетчиков.
Автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой компании подключен к ИВК АИИС КУЭ ООО «Лукойл-Пермь»-П очередь и формирует отчеты в формате ХМЦ подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Ethernet
Коммерческому оператору, региональному филиалу ОАО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субьектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS- приемник, установленный на уровне ИВК, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время в ЦУСПД RTU 327 синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. Сличение времени ЦУСПД RTU 327 с временем сервера БД осуществляется каждые 30 минут, корректировка выполняется при расхождении времени на ±2 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем ЦУСПД RTU 325 осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ±2 с. Сличение времени ЦУСПД RTU 327 с временем УСПД RTU 325 осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка выполняется при расхождении времени на ±2 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера 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 на уровне ИВК установлено программное обеспечение (далее-ПО) ПК «АльфаЦЕНТР» (Версия 12.01). Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) |
программного обеспечения |
Идентификационные данные (признаки) |
Значения |
1 |
2 |
Наименование ПО |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014-высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Технические характеристики
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
Номер измерительного канала |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
УСПД |
ЦУСПД |
УСВ | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
195 |
ПС 110/35/6кВ "Гожан", ВЛ-110кВ "Г ожан-Буйская" ц.1 |
TG 145 300/5, КТ 0,5S Зав. № 9259 Зав. № 9258 Зав. № 9257 |
CPB 123 110000/100 КТ 0,5 Зав. № IHSE8708600 Зав. № 1HSE8708602 Зав. № 1HSE8708603 |
EA02RAL-P1B-4 КТ0^/0,5 Зав. № 1143054 |
RTU-325 Зав. № 000806 |
RTU-327 Зав. №002416 |
GPS -приемник |
Активная Реактивная |
196 |
ПС Ашап ВЛ №8 10кВ |
ТВК-10 100/5, КТ 0,5 Зав. № 12462 Зав. № 12164 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,5 Зав. № 276 |
ПСЧ-4ТМ05МК. 00 КТ 0,5S/1,0 Зав. № 1110131697 |
RTU-325 Зав. № 000804 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее - ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии многофункциональных минус 40 до плюс 60°С; для сервера от 10 до 35 °С приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации
Номер измерительного канала |
Значение cos ф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации, % | |||||||
1(2)< 1раб <5 |
5< !раб <20 |
20< !раб <100 |
100< !раб <120 | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
195 |
0,5 |
±5,4 |
±2,6 |
±3,0 |
±1,6 |
±2,2 |
±1,3 |
±2,2 |
±1,3 |
0,8 |
±2,9 |
±4,5 |
±1,6 |
±2,6 |
±1,3 |
±2,0 |
±1,3 |
±2,0 | |
1 |
±1,8 |
не норм |
±1,1 |
не норм |
±0,9 |
не норм |
±0,9 |
не норм | |
196 |
0,5 |
- |
- |
±5,6 |
±3,3 |
±3,0 |
±1,5 |
±3,2 |
±2,6 |
0,8 |
- |
- |
±2,9 |
±3,1 |
±5,0 |
±2,5 |
±1,9 |
±3,3 | |
1 |
- |
- |
±1,8 |
не норм |
±1,9 |
не норм |
±1,3 |
не норм |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1ном, cos ф = 0,9 инд; температура окружающей среды (20+5) ° С) приведены в таблице 4.
Таблица 4-Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации
Номер измерительного канала |
Значение cos ф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии (в нормальных условиях эксплуатации), % | |||||||
1(2)< !раб <5 |
5< !раб <20 |
20< !раб <100 |
100< !раб <120 | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
195 |
0,5 |
±5,4 |
±2,5 |
±3,0 |
±1,5 |
±2,2 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,2 |
0,8 |
±2,9 |
±4,4 |
±1,6 |
±2,5 |
±1,2 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,9 | |
1 |
±1,8 |
не норм |
±1,1 |
не норм |
±0,9 |
не норм |
±0,9 |
не норм | |
196 |
0,5 |
- |
- |
±5,5 |
±2,7 |
±3,1 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,5 |
0,8 |
- |
- |
±3,0 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,3 |
±2,1 | |
1 |
- |
- |
±1,8 |
не норм |
±1,2 |
не норм |
±1,0 |
не норм |
Примечание:
Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электрической энергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАльфа
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более te = 2 ч;
счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК
- среднее время наработки на отказ не менее 165 000 часов;
- среднее время восстановления работоспособности te = 2 часа;
трансформатор тока и трансформаторы (напряжения
- среднее время наработки на отказ не менее 40-105 часов,
- среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов;
- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
УСПД RTU-325, УСПД RTU-327
- среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов,
- время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
сервер
- среднее время наработки на отказ не менее Т = 2000 часов,
- среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД (ЦУСПД) с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика и УСПД (ЦУСПД):
- параметрирования;
- воздействия внешнего магнитного поля;
- вскрытие счетчика;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
журнал сервера:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- потери и восстановления связи со счётчиками;
- программных и аппаратных перезапусков;
- корректировки времени в счетчике и сервере;
- изменения ПО.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- сервера ИВК;
- УСПД;
- ЦУСПД;
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на ЦУСПД;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
- счетчики ЕвроАльфа-не менее 74 суток, при отключении питания данные сохраняются не менее 5 лет,
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05 МК-не менее 113 суток каждого массива при времени интегрирования 30 минут ,
- УСПД RTU-325-менее 18 суток, при отключении питания данные сохраняются
не менее 5 лет,
- УСПД RTU-327-менее 7 суток, при отключении питания данные сохраняются
не менее 5 лет,
- сервер-хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента системы |
Номер в Гос.реестре средств измерений |
Количество (шт.) |
1 |
2 |
3 |
Многофункциональные счетчики электрической энергии ЕвроАльфа (модификация EA02RAL-P1B-4 , КТ 0,2S/0,5 |
16666-07 |
1 |
Многофункциональные счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.00, КТ 0,5S/1,0 |
46634-11 |
1 |
Трансформатор тока TG 145, КТ 0,5S |
15651-12 |
3 |
Трансформатор тока ТВК-10 ,КТ 0,5 |
8913-82 |
2 |
Трансформатор напряжения CPB 123, КТ 0,5 |
47179-11 |
3 |
Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,5 |
11094-87 |
1 |
УСПД RTU-325 |
37288-08 |
2 |
УСПД RTU-327 |
41907-09 |
1 |
Основной сервер: Сервер, совместимый с платформой х86 |
- |
1 |
АРМ (автоматизированное рабочее место) |
- |
1 |
Документация | ||
Методика поверки МП 4222-07-7714348389-2016 |
1 | |
Формуляр ФО 4222-07-7714348389-2016 |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-07-7714348389-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Пермь»-П очередь. Методика поверки, утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.04.2016 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.
- счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа в соответствии с окументом «ГСИ счетчики электрической энергии многофункциональные ДЯИМ.411152.018». Методика поверки, утвержденная ГЦИ СИ «Ростест-Москва» в 2007 г.
- счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.
- УСПД RTU- 325 (RTU- 327) в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU- 325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП, утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, ГР № 27008-04.
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12 .
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Пермь»-П очередь приведены в документе Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Пермь»-П очередь. Свидетельство об аттестации №85-01.00203-2016 от 21.03.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)