Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии на объектах группы "ЛУКОЙЛ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 91239-24 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии на объектах группы «ЛУКОЙЛ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначены для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 91239-24 |
| Наименование | Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии на объектах группы "ЛУКОЙЛ" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 06.02.2029 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ" (ООО "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ"), г. Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 91239-24: Описание типа | Скачать | 320.2 КБ | |
| 91239-24: Методика поверки | Скачать | 3.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии на объектах группы «ЛУКОЙЛ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначены для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных (далее - ССД) и сервер баз данных (далее - СБД), расположенные на виртуальных серверах (VMware) (далее по тексту - сервер ИВК), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее-УСВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав 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:
- 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 сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Сервер ИВК АИИС КУЭ с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
Сервер ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и сервер ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
Сервер ИВК АИИС КУЭ, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2 и при расхождении ±1 с и более, сервера ИВК АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-2.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера ИВК равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии, ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер АИИС КУЭ нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода, которая крепится на корпус АРМ.
Общий вид АРМ с указанием места нанесения заводского номера представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид АРМ с указанием места нанесения заводского номера.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные |
Значение |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Возможный состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
|
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ | |
|
Наименование компонентов |
Характеристики |
|
Измерительные трансформаторы тока |
Классов точности 0,5; 0,5S по ГОСТ 7746 |
|
Измерительные трансформаторы напряжения |
Классов точности 0,5, по ГОСТ 1983 |
|
Счетчики электрической энергии | |
|
Тип |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (ФИФ) по обеспечению единства измерений |
|
CE 303 |
33446-08 |
|
CE 301 |
34048-07, 34048-08 |
|
СЕ 308 |
59520-14 |
|
Меркурий 230 |
23345-07, 80590-20 |
|
Меркурий 233 |
34196-10 |
|
Меркурий 234 |
48266-11, 75755-19 |
|
Меркурий 236 |
47560-11, 80589-20 |
|
Меркурий 238 |
75755-19 |
|
МИР С-04 |
61678-15 |
|
ПСЧ-3АРТ.09 |
47122-11 |
|
ПСЧ-3ТА.07 |
28336-04, 28336-09 |
|
ПСЧ-3ТМ.05М |
36354-07 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК |
64450-16 |
|
СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08, 36697-12, 36697-17 |
|
СЭТ-4ТМ.03МК |
74671-19 |
|
Сервер баз данных | |
|
Сервер баз данных АИИС КУЭ |
виртуальный сервер (VMware) |
|
Сервер сбора данных | |
|
Устройство синхронизации времени | |
|
УСВ-2 |
82570-21 |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
Продолжение таблицы 2_________________________________________________________
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 УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. 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 АИИС КУЭ
|
Конфигурация ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Счетчик 0,2S/0,5; ТН 0,5; |
Активная |
1,2 |
1,7 |
|
ТТ 0,5S |
Реактивная |
1,8 |
2,7 |
|
Счетчик 0,5S/0,5; ТН 0,5; |
Активная |
1,3 |
2,2 |
|
ТТ 0,5S |
Реактивная |
1,8 |
2,7 |
|
Счетчик 0,5S/1,0; ТН 0,5; |
Активная |
1,3 |
2,2 |
|
ТТ 0,5S |
Реактивная |
2,0 |
3,7 |
|
Счетчик 0,2S/0,5; ТТ 0,5S |
Активная |
0,9 |
1,6 |
|
Реактивная |
1,5 |
2,6 | |
|
Счетчик 0,5S/0,5; ТТ 0,5S |
Активная |
1,1 |
2,1 |
|
Реактивная |
1,5 |
2,6 | |
|
Счетчик 0,5S/1,0; ТТ 0,5S |
Активная |
1,1 |
2,1 |
|
Реактивная |
1,8 |
3,6 | |
|
Счетчик 1/1; ТТ 0,5S |
Активная |
1,4 |
3,3 |
|
Реактивная |
1,8 |
3,6 | |
|
Счетчик 1/2; ТТ 0,5S |
Активная |
1,4 |
3,3 |
|
Реактивная |
2,6 |
6,2 | |
|
Счетчик 0,2S/0,5; ТН 0,5; |
Активная |
1,2 |
2,9 |
|
ТТ 0,5 |
Реактивная |
1,8 |
4,5 |
|
Счетчик 0,5S/0,5; ТН 0,5; |
Активная |
1,3 |
3,2 |
|
ТТ 0,5 |
Реактивная |
1,8 |
4,5 |
|
Счетчик 0,5S/1,0; ТН 0,5; |
Активная |
1,3 |
3,2 |
|
ТТ 0,5 |
Реактивная |
2,0 |
5,2 |
|
Счетчик 0,2S/0,5; ТТ 0,5 |
Активная |
0,9 |
2,8 |
|
Реактивная |
1,5 |
4,4 | |
|
Счетчик 0,5S/0,5; ТТ 0,5 |
Активная |
1,1 |
3,1 |
|
Реактивная |
1,5 |
4,4 | |
|
Счетчик 0,5S/1,0; ТТ 0,5 |
Активная |
1,1 |
3,1 |
|
Реактивная |
1,8 |
5,1 | |
|
Счетчик 1/1; ТТ 0,5 |
Активная |
1,4 |
4,0 |
|
Реактивная |
1,8 |
5,1 | |
|
Счетчик 1/2; ТТ 0,5 |
Активная |
1,4 |
4,0 |
|
Реактивная |
2,6 |
7,1 | |
|
Счетчик 0,5S/0,5 |
Активная |
0,6 |
1,5 |
|
Реактивная |
0,6 |
1,5 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Счетчик 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,9 |
|
Счетчик 1/1 |
Активная Реактивная |
1,1 1,1 |
3,0 2,9 |
|
Счетчик 1/2 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,0 5,8 |
|
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с |
5 | ||
|
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, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +40°С | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,8 |
|
- частота, Гц |
50 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1(2) до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 (sin^) |
от 0,5 инд. до 1 емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -60 до +60 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 0 до + 40 |
|
температура окружающей среды для сервера ИВК, °С |
от +10 до + 30 |
|
атмосферное давление, кПа |
от 80,0 до 106,7 |
|
относительная влажность, %, не более |
98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
|
СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08), СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-08) |
140000 |
|
СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12), СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-12) |
165000 |
|
СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17), СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-17) |
220000 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 64450-16) |
165000 |
|
Меркурий 230 (рег. № 23345-07) |
150000 |
|
Меркурий 230 (рег. № 80590-20) |
210000 |
|
Меркурий 233 (рег. № 34196-10) |
150000 |
|
Меркурий 234 (рег.№ 48266-11) |
220000 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Меркурий 234 (рег.№ 75755-19) |
320000 |
|
СЕ 303 (рег. № 33446-08) |
160000 |
|
CE 301 (рег.№ 34048-07), (рег.№ 34048-08) |
160000 |
|
СЕ 308 (рег.№ 59520-14) |
220000 |
|
МИР С-04 (рег. № 61678-15) |
290000 |
|
Меркурий 236 (рег.№ 47560-11) |
220000 |
|
Меркурий 236 (рег.№ 80589-20), Меркурий 238 (рег.№ 75755-19) |
320000 |
|
СЭТ-4ТМ.03МК (рег.№74671-19) |
220000 |
|
ПСЧ-3ТМ.05М (рег.№ 36354-07) |
140000 |
|
ПСЧ-3ТА.07(рег.№ 28336-04). ПСЧ-3ТА.07 (рег.№ 28336-09) |
88000 |
|
ПСЧ-3АРТ.09 (рег.№ 47122-11) |
220000 |
|
УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут,не менее СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08), СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-08) |
113 |
|
СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12), СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-12) |
114 |
|
СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17), СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-17) |
114 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 64450-16) |
113 |
|
Меркурий 230 (рег. № 23345-07) |
85 |
|
Меркурий 230 (рег. № 80590-20) |
113 |
|
Меркурий 233 (рег. № 34196-10) |
170 |
|
Меркурий 234 (рег.№ 48266-11) |
170 |
|
Меркурий 234(рег.№ 75755-19) |
123 |
|
СЕ 303 (рег. № 33446-08) |
85 |
|
CE 301 (рег.№ 34048-07), CE 301 (рег.№ 34048-08) |
128 |
|
СЕ 308 (рег.№ 59520-14) |
128 |
|
МИР С-04 (рег. № 61678-15) |
131 |
|
Меркурий 236 (рег.№ 47560-11), Меркурий 236 (рег.№ 80589-20), Меркурий 238 (рег.№ 75755-19) |
113 |
|
СЭТ-4ТМ.03МК (рег.№74671-19) |
114 |
|
ПСЧ-3ТМ.05М (рег.№ 36354-07) |
113 |
|
ПСЧ-3ТА.07 (рег.№ 28336-04), ПСЧ-3ТА.07 (рег.№ 28336-09) |
113 |
|
ПСЧ-3АРТ.09 (рег.№ 47122-11) |
113 |
|
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК 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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электроэнергии на объектах группы «ЛУКОЙЛ» |
- |
1* |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
1*** |
|
Документация | ||
|
Формуляр |
ФО 26.51.43/ ХХХ** |
1 |
|
Примечание: *- Комплектация системы согласно проекту, указана в формуляре * * - ХХХ - серийный номер АИИС КУЭ * ** - количество АРМ согласно проекту, указано в формуляре | ||
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электроэнергии на объектах группы «ЛУКОЙЛ»., аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311290 от 16.11.2015.
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»;
ТУ 26.51.43-001-23 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии на объектах группы «ЛУКОЙЛ». Технические условия.
Смотрите также
