Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-УНП"
| Номер в ГРСИ РФ: | 72283-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» (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 | 72283-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-УНП" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 72283-18: Описание типа СИ | Скачать | 117.3 КБ | |
| 72283-18: Методика поверки МП 26.51.43-43-7714348389-2018 | Скачать | 973.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 контроллер сетевой индустриальный (УСПД) RTU-325L-E2-512M2-B2, устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа 35LVS, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс Dell PowerEdge R430 (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), локальновычислительную сеть, программное обеспечение ПО «Альфа ЦЕНТР», 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 посредством линий связи RS-485, RS-232, радиомодема (Integra-TR), модема (Westermo TD32AC) поступает на входы УСПД, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее через коммутатор (switch) передаются на ИВК.
ИВК при помощи ПО «АльфаЦентр» осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты 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), включающей в себя устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа 35LVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования 1 раз в час. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени.
Часы УСПД АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS-приемника, корректировка часов УСПД АИИС КУЭ выполняется при расхождении времени часов УСПД и GPS-приемника на ± 1 с. Сличение времени часов УСПД и времени часов ИВК происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут, при расхождении времени часов УСПД с временем часов ИВК на ±1 с выполняется их корректировка. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов УСПД происходит при каждом опросе, 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 ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» используется программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР» (Версия не ниже 15.07.04). 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 - «средний» 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 |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора 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 |
ПС-110/6 кВ «НПЗ» ОРУ-110 кВ ввод 110 кВ на Т-1 |
ф.А.ТФМ-110 ф.В.ТФМ-110 ф.С.ТФМ-110 200/5, КТ 0,5 Рег. № 16023-97 |
ф.А НКФ-110 ф.В НКФ-110 ф.С НКФ-110 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 26452-06 |
A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325L-E2-512M2-B2 .Рег. № 37288-08 / GPS-приемник УССВ-35HVS / Dell PowerEdge R430 |
|
2 |
ПС-110/6 кВ «НПЗ» ОРУ-110 кВ ввод 110 кВ на Т-2 |
ф.А.ТФМ-110 ф.В.ТФМ-110 ф.С.ТФМ-110 200/5, КТ 0,5 Рег. № 16023-97 |
ф.А НКФ-110 ф.В НКФ-110 ф.С НКФ-110 110000:^3 /100:^3 КТ 0,5 Рег. № 26452-06 |
A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3 |
ПС-110/6 кВ «НПЗ» ОРУ-110 кВ: КВЛ-110 кВ Ярегская ТЭЦ-НПЗ I цепь |
ф.А.ТГФМ-110 ф.В.ТГФМ-110 ф.С.ТГФМ-110 600/5, КТ 0,2 Рег. № 52261-12 |
ф.А НАМИ-110 УХЛ1 ф.В НАМИ-110 УХЛ1 ф.С НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 |
A1802RALQV- P4GB1-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
4 |
ПС-110/6 кВ «НПЗ» ОРУ-110 кВ: КВЛ-110 кВ Ярегская ТЭЦ-НПЗ II цепь |
ф.А.ТГФМ-110 ф.В.ТГФМ-110 ф.С.ТГФМ-110 600/5, КТ 0,2 Рег. № 52261-12 |
ф.А НАМИ-110 УХЛ1 ф.В НАМИ-110 УХЛ1 ф.С НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3 /100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 |
A1802RALQV-P4GB1-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
5 |
ПС-110/6 кВ «НПЗ» ОРУ-110 кВ: ВЛ-110 кВ №144 |
ф.А.ТГФМ-110 ф.В.ТГФМ-110 ф.С.ТГФМ-110 600/5, КТ 0,2 Рег. № 52261-12 |
ф.А НАМИ-110 УХЛ1 ф.В НАМИ-110 УХЛ1 ф.С НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3 /100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 |
A1802RALQV- P4GB1-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
6 |
ПС-110/6 кВ «НПЗ» ОРУ-110 кВ: ВЛ-110 кВ №145 |
ф.А.ТГФМ-110 ф.В.ТГФМ-110 ф.С.ТГФМ-110 600/5, КТ 0,2 Рег. № 52261-12 |
ф.А НАМИ-110 УХЛ1 ф.В НАМИ-110 УХЛ1 ф.С НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3 /100:^3 КТ 0,2 Рег. № 24218-08 |
A1802RALQ- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ПС-35/6 кВ «УТС» ГРУ-6 кВ яч.33 |
ф.А.ТОЛ-10-1-1 ф.С.ТОЛ-10-1-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-07 |
НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325L-E2-512M2-B2 Рег. № 37288-08 / GPS-приемник УССВ-35HVS / ИВК- Dell PowerEdge R430 |
|
8 |
ПС-35/6 кВ «УТС» ГРУ-6 кВ яч.35 |
ф.А.ТОЛ-10-1-1 ф.С.ТОЛ-10-1-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-07 |
НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
9 |
ПС-110/35/6 кВ «Ветлосян» ЗРУ-6 кВ яч.12 |
ф.А.ТВЛМ-10 ф.С. ТВЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 18178-99 |
A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
10 |
ПС-110/35/6 кВ «Ветлосян» ЗРУ-6 кВ яч.19 |
ф.А.ТЛМ-10 ф.С. ТЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 18178-99 |
A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
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 характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Г раницы основной погрешности (±5), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
|
1, 2, 7-10 |
Активная Реактивная |
1,1 1,6 |
2,9 4,5 |
|
3-6 |
Активная Реактивная |
0,6 1,0 |
1,3 2,2 |
|
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 cos ф=0,8 (sin ф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos ф=0,8 (sin ф=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
10 |
|
1 |
2 |
|
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 Альфа А1800 - 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 + 65 от +10 до +30 от +15 до +25 от 80,0 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
120000 100000 100000 1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: Альфа А1800 - графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, сут, не менее УСПД RTU-325L - архива коммерческого интервала (по умолчанию) за сутки, сут, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
1200 45 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 |
ТВЛМ-10 |
2 |
|
ТГФМ-110 |
12 | |
|
ТЛМ-10 |
2 | |
|
ТОЛ-10-1-1 |
4 | |
|
ТФМ-110 |
6 | |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
НАМИТ-10-2 |
4 | |
|
НКФ-110 |
6 | |
|
Счетчик электроэнергии |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
1 |
|
A1802RALQV-P4GB1-DW-4 |
3 | |
|
A1802RL-P4GB-DW-4 |
6 | |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L-E2-512M2-B2 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УССВ-35HVS |
1 |
|
Основной сервер |
Dell PowerEdge R430 |
1 |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
5 |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 26.51.43-43-7714348389-2018 |
1 |
|
Формуляр |
ФО 26.51.43-43-7714348389-2018 с Изменением №1 | |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-43-7714348389-2018. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-УНП». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 13.07.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1800 Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- Устройство сбора и передачи данных RTU-325L в соответствии с документом
«Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.» утвержденым ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 27008-04);
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-04);
- Барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 33750-12).
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 электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» МВИ 26.51.43-43-7714348389-2018, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ» 29.06.2018 г.
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
