| Номер в госреестре | 66004-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "ЛУКОЙЛ-УНП" |
| Изготовитель | ООО "Энергометрология", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» (далее-АИИС КУЭ) 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.
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) 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии Альфа (модификация A1802RL-P4GB-DW-4) в ГР № 31857-11 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (6 точек 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 в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325 (модификация RTU 325-B-512-Mn-Q-i2-G) в ГР №37288-08, устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа 35LVS, каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) , локально-вычислительную сеть, программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», 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 фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы 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, реактивной и полной мощности.
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 и передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485, RS-322, радиомодема (Integra-TR), модема (Westermo TD32AC) поступает на входы УСПД, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее через коммутатор (switch) передаются на СБД АИИС КУЭ.
СБД АИИС КУЭ 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 и последующую передачу информации в ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Комплекс измерительно-вычислительный учета электрической энергии и мощности оптового рынка электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (далее-ИВК ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС») Госреестр № 64984-16 энергосбытовой компании подключен к ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-УНП». Отчеты в формате XML могут быть сформированы на ИВК ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» или ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» и отправлены на ИВК ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС». Далее на ИВК ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» отчеты XML подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по выделенному каналу связи сети Ethernet 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 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. Сличение времени часов УСПД и времени часов сервера АИИС КУЭ происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут, при расхождении времени часов УСПД с временем часов сервера на ±1 с выполняется их корректировка. Корректировка осуществляется 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.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» (Версия 15.07.04)
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| Наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| 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-средний.
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.
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
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
| Номер измерительного канала | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Д С о У | В О У | |||
| 1 | ГПП 110/6/6 кВ "НПЗ" ОРУ 110 кВ ввод 110 кВ на Т-1 (от ВЛ 110 кВ №144) | ТФМ-110 200/5 КТ 0,5 | НКФ-110 110000: V3/100V3 КТ 0,5 | A1802RL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | RTU 325-E-512-Mll-Q-i2-G | GPS-приемник типа 35LVS | Активная Реактивная |
| 2 | ГПП 110/6/6 кВ "НПЗ" ОРУ 110 кВ ввод 110 кВ на Т-2 (от ВЛ 110 кВ №145) | ТФМ-110 200/5 КТ 0,5 | НКФ-110 110000: V3/100V3 КТ 0,5 | A1802RL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 3 | ПС 35/6 кВ "УТС" ГРУ-6 кВ яч.33 | ТОЛ-10-1-1У2 300/5 КТ 0,5 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 | A1802RL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 4 | ПС 35/6 кВ "УТС" ГРУ-6 кВ яч.35 | ТОЛ-10-1-1У2 300/5 КТ 0,5 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 | A1802RL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 5 | ПС 110/35/6 кВ «Ветлосян» ЗРУ 6 кВ яч.12 | ТВЛМ-10-1 400/5 КТ 0,5 | НАМИТ-10-2 6000/100 КТ 0,5 | A1802RL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 6 | ПС 110/35/6 кВ «Ветлосян» ЗРУ 6 кВ яч.19 | ТЛМ-10-1 600/5 КТ 0,5 | НАМИТ-10-2 6000/100 КТ 0,5 | A1802RL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | |||
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)Uном, ток (0,05-1,2) !ном, 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 от минус 40 до плюс 60°С, для УСПД от 5до 50 °С и сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от 15 до 35 °С.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии рабочих условиях
| Номера каналов | е к К & СЛ F О ей О н СП | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), % | |||||||
| 51(2)%, Ii(2) %£ I изм< I 5 % | 55 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 520 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 5ю0 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1-6 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±2,5 | ±2,9 | ±1,4 | ±2,2 | ±1,1 |
| 0,8 | - | - | ±2,9 | ±4,3 | ±1,6 | ±2,4 | ±1,3 | ±1,8 | |
| 1 | - | - | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±0,9 | Не норм | |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином, ток (0,05-1,2) !ном, cos9=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_
| Номера каналов | е к К & СЛ F О ей О К З | Пределы доп изме | ускаемой основной относительной погрешности ИК при рении активной (реактивной) электроэнергии, % | ||||||
| 8ц Ii(2) %£ - | z)0^ изм< 1 5 % | 85 %, -5 %£ I изм< I 20 % | 820 %■, I 20 %£ I изм< I 100 % | 8100 %■, I100 %£ I изм£ I 120 % | |||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1-6 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±2,5 | ±2,9 | ±1,4 | ±2,2 | ±1,1 |
| 0,8 | - | - | ±2,9 | ±4,3 | ±1,6 | ±2,4 | ±1,2 | ±1,8 | |
| 1 | - | - | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±0,9 | Не норм | |
Надежность применяемых в системе компонентов: счетчик электрической энергии многофункциональный Альфа
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч; трансформатор тока (напряжения)
- среднее время наработки на отказ не менее 40-105 часов,
УСПД RTU-325
- среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов,
- средний срок службы -30 лет; сервер
- среднее время наработки на отказ не менее Т = 20000 часов,
- среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД 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:
- 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.
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 сервер.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Вкомплект 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 Г осударственном реестре средств измерений | Количество | |
| Многофункциональные счетчики электрической энергии A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | 31857-11 | 6 шт. | |
| Трансформатор тока ТФМ-110, КТ 0,5 | 16023-97 | 6 шт. | |
| Трансформатор тока ТОЛ-10-1 (модификация ТОЛ-10-1-1У2), КТ 0,5 | 15128-07 | 4 шт. | |
| Трансформатор тока ТЛМ-10-1, КТ 0,5 | 28139-07 | 2 шт. | |
| Трансформатор тока ТВЛМ-10 (модификация ТВЛМ-10-1), КТ 0,5 | 1856-63 | 2 шт. | |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10 и его модификация НАМИТ-10-2 , КТ 0,5 | 16687-07 | 2шт./2 шт. | |
| Трансформатор напряжения НКФ-110, КТ 0,5 | 14205-05 | 6 шт. | |
| УСПД RTU-325 | 37288-08 | 1 шт. | |
| У стройство синхронизации системного времени выполненного на базе GPS-приемника типа 35 LVS | - | 1 шт. | |
| Основной сервер: Dell PowerEdge R430 | - | 1 шт. | |
| АРМ (автоматизированное рабочее место) | - | 5 шт. | |
| Документация | |||
| Методика поверки МП 4222-08-7714348389-2016 | 1экз. | ||
| Формуляр ФО 4222-08-7714348389-2016 | 1экз. | ||
осуществляется по документу МП 4222-08-7714348389-2016 «Система автома-тизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-УНП». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 13.09.2016 г.
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 трехфазные многофункциональные А1802 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1800 Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г;
- УСПД RTU 325 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU- 325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12.
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Методы измерений, используемые в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-УНП», приведены в документе Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-УНП». Свидетельство об аттестации №141 /RA.RU 311290/2015/2016 от 12 сентября 2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-УНП»
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. (ГЕС 62053-23:2003, MOD).
