| Номер в госреестре | 53403-13 |
| Наименование СИ | Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС) ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" |
| Изготовитель | ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", г.Когалым |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Каналы измерительно - информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС) ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее по тексту - ИИК) предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АИИС ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (Гос. реестр № 32040-06).
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
ИИК состоят из трех уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер, автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК) а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Принцип действия ИИК:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
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, квар-ч.
Измеренные данные от счетчиков передаются в УСПД где осуществляется:
- перевод измеренных значений в именованные величины с учетом постоянной счетчика;
- умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- хранение накопленной измерительной информации, отображение результатов измерений и передача ее на сервер АИИС по каналам связи;
Сервер АИИС ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Internet в ОАО «АТС» и смежным субъектам.
Синхронизация часов в счетчиках ИИК с единым календарным временем выполняется системой обеспечения единого времени (СОЕВ) АИИС ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
В СОЕВ входят часы устройства синхронизации системного времени (УССВ), счетчиков, УСПД, сервера АИИС ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». УССВ реализовано на базе GPS-приемника модели 35 HVS производства компании «Garmin», принимающего сигналы точного времени. УССВ подключено непосредственно к УСПД.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 2 с.
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления базами данных (СУБД SQL), и прикладное ПО - ПО «АльфаЦЕНТР», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии, встроенное ПО УСПД, ПО СОЕВ.
Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программног о обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа Центр» | Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей) | Amrserver.exe | 3.27.3.0 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d | |||
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 | |||
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb | |||
| библиотека сообщений планировщика опроса | alfamess.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Состав ИИК приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК приведены в Таблице 3.
| к к % | Наименование объекта | Состав ИИК | ИВКЭ | ИВК | Вид электро энергии | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ПС «Урьевская» | |||||||
| 162 | ПС «Урьевская» ЗРУ-6 кВ, Ввод № 4 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 КТТ=600/5 Зав. № 53266 Зав. № 53254 Г осреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 780 Госреестр № 20186-05 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0,2Б/0,5 Зав.№01101253 Госреестр № 16666-97 | RTU 327 Зав. № 000764 Госреестр № 41907-09 АИИС ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» | Сервер АИИС ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» | активная реактивная |
| 163 | ПС «Урьевская» ЗРУ-6 кВ, Ввод № 5 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 КТТ=600/5 Зав. № 53316 Зав. № 53268 Г осреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав.№ 753 Г осреестр № 20186-05 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0,2Б/0,5 Зав. № 01101104 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная | ||
| 164 | ПС «Урьевская» ЗРУ-6 кВ, Ввод № 27 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 КТТ=600/5 Зав. № 9266 Зав. № 1382 Г осреестр № 2473-05 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав.№ 819 Г осреестр № 20186-05 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0,2Б/0,5 Зав.№01101254 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная | ||
| 165 | ПС «Урьевская» ЗРУ-6 кВ, Ввод № 26 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 КТТ=300/5 Зав. № 10898 Зав. № 64215 Г осреестр №1856-63 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 818 Госреестр №20186-05 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0,2Б/0,5 Зав. № 01101068 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная | ||
| 166 | ПС «Урьевская» ЗРУ-6 кВ, Ввод № 28 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 КТТ=600/5 Зав. № 53292 Зав. № 53247 Госреестр №1856-63 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 818 Г осреестр № 20186-05 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0,2Б/0,5 Зав. № 01101210 Госреестр №16666-97 | активная реактивная | ||
| ПС «Лас-Ёганская» | |||||||
| 183 | ПС «Лас-Ёганская», ОРУ-35 кВ Фидер № 1 | ТФЗМ-35Б-1У1 Кл.т. 0,5 КТТ=300/5 Зав. № 26444 Зав. № 53254 Госреестр № 26419-08 | ЗНОМ-35-65 У1 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 1286200 Зав. № 1286196 Зав. № 1281063 Г осреестр № 912-07 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0,2Б/0,5 Зав.№ 01101232 Госреестр №16666-97 | RTU 327 Зав. № 000764 Госреестр № 41907-09 АИИС ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» | ая н д а п З - Л рО »ь ер С « С О О О С И И А | активная реактивная |
| 184 | ПС «Лас-Ёганская», ОРУ-35 кВ Фидер № 3 | ТФЗМ-35Б-1У1 Кл.т. 0,5 КТТ=300/5 Зав. № 39256 Зав. № 39287 Госреестр № 26419-08 | ЗНОМ-35-65 У1 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 1285825 Зав. №1285746 Зав. №1233782 Г осреестр № 912-07 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0,2Б/0,5 Зав.№ 01101263 Госреестр №16666-97 | активная реактивная | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 185 | ПС «Лас-Ёганская», ОРУ-35 кВ Фидер № 5 | ТФЗМ-35Б-1У1 Кл.т. 0,5 КТТ=300/5 Зав. № 40840 Зав. № 40822 Г осреестр № 26419-08 | ЗНОМ-35-65 У1 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 1286200 Зав. № 1286196 Зав. № 1281063 Госреестр № 912-07 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0^/0,5 Зав. № 01101185 Госреестр № 16666-97 | RTU 327 Зав. № 000764 Госреестр № 41907-09 АИИС ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» | Сервер АИИС ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» | активная реактивная |
| 186 | ПС «Лас-Ёганская», ОРУ-35 кВ Фидер № 2 | ТФЗМ-35Б-1У1 Кл.т. 0,5 КТТ=300/5 Зав. №39288 Зав. № 39255 Госреестр № 26419-08 | ЗНОМ-35-65 У1 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 1286200 Зав. № 1286196 Зав. № 1281063 Госреестр № 912-07 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0^/0,5 Зав. № 01101211 Госреестр №16666-97 | активная реактивная | ||
| 187 | ПС «Лас-Ёганская», ОРУ-35 кВ Фидер № 4 | ТФЗМ-35Б-1У1 Кл.т. 0,5 КТТ=300/5 Зав. № 40810 Зав. № 40843 Госреестр № 26419-08 | ЗНОМ-35-65 У1 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав.№ 1285825 Зав.№1285746 Зав.№1233782 Госреестр № 912-07 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0^/0,5 Зав.№01101203 Госреестр №16666-97 | активная реактивная | ||
| 188 | ПС «Лас-Ёганская», ОРУ-35 кВ Фидер № 6 | ТФЗМ-35Б-1У1 Кл.т. 0,5 КТТ=300/5 Зав. № 40827 Зав. № 40830 Госреестр № 26419-08 | ЗНОМ-35-65 У1 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Зав. № 1285825 Зав. № 1285746 Зав. № 1233782 Госреестр № 912-07 | EA02RAL-P4B-4C Кл.т.0^/0,5 Зав. № 01101241 Госреестр №16666-97 | активная реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации | ||
| о * ''я V£ | d20 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | d100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 162 - 165,183 - 188 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации | ||
| d5 %, I5 %£ I изм< I 20 % | d20 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | d100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 162 165,183 - 188 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±7,0 | ±3,8 | ±2,8 |
| 0,8 | ±4,3 | ±2,4 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,5 | |
| 0,5 | ±2,5 | ±1,4 | ±1,1 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,98Ином до 1,02-ином;
• сила переменного тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,9Ином до 1,1Ином;
• сила переменного тока от 0,051ном до 1,21ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
Среднее время наработки на отказ:
• счетчики ЕвроАЛЬФА ЕА02 - не менее 50000 часов;
• УСПД RTU 325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
• на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• попытки несанкционированного доступа;
• связь со счетчиком, приведшая к изменению данных;
• факты параметрирования счетчика;
• факты пропадания напряжения;
• изменение значений даты и времени при синхронизации;
• отклонение тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;
• отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
• перерывы питания.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях): ЕвроАЛЬФА ЕА02 - 74 дня; при отключении питания -не менее 5 лет;
• ИВК - 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 типографским способом.
Комплектность средств измерений
Таблица 4 Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 5 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-35А | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 5 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 У1 | 6 |
| Счетчик электроэнергии | EA02RAL-P4B-4C | 11 |
| УСПД | RTU 327 | 1 |
| Сервер | ML-350R | 1 |
| Модем | Integra TR | 2 |
| Модем | PGC-02 | 1 |
| Методика поверки | МП 1542/446-2013 | 1 |
| Паспорт - формуляр | АББЧ. 103930.001 ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 1542/446-2013 «ГСИ. Каналы измерительно -информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС) ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2013 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков ЕвроАЛЬФА - по методике поверки № 026-447-2007, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г;
- RTU-327 - по методике поверки ДЯИМ.466215.007 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50) °С, цена деления 1°С.
Методика измерений «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием каналов измерительно - информационных системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС) ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 1245/446-01.00229-2013 от 28.02.2013 года.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Осуществление торговли и товарообменных операций.
