Номер по Госреестру СИ: 80986-21
80986-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РПК - Высоцк "ЛУКОЙЛ - II"
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РПК - Высоцк «ЛУКОЙЛ - II» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР», в которое входит модуль синхронизации времени «AC_Time» с устройствами ГЛОНАСС. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РПК - Высоцк «ЛУКОЙЛ - II». МВИ 26.51.43/28/20, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015г.
Нормативные и технические документы
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 баз данных (СБД) HP Proliant DL140 G2, устройство синхронизации времени УСВ-3 (УСВ), локально-вычислительную 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:
-
- 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 ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и передача измерительной информации. 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.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
ИВК АИИС КУЭ, периодически 1 раз в час, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ±1 с и более, ИВК АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени ИВК осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени 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.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
TPU 4 |
12 |
Трансформатор напряжения |
TJP 4 |
12 |
Счетчик электрической энергии |
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
4 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Сервер |
HP Proliant DL140 G2 |
1 |
Документация | ||
Методика поверки |
МП 26.51.43/28/20 |
1 |
Формуляр |
ФО 26.51.43/28/20 |
1 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ 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 |
ИВК | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС 110 кВ Терминал (ПС-548), ЗРУ-10кВ, 1СШ-10кВ, яч.110, ввод-1 |
TPU 4 600/5, КТ 0,5S Рег. № 17085-98 |
TJP 4 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 17083-98 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP Proliant DL140 G2 |
2 |
ПС 110 кВ Терминал (ПС-548), ЗРУ-10кВ, 2 СШ-10кВ, яч.209, ввод-2 |
TPU 4 600/5, КТ 0,5S Рег. № 17085-98 |
TJP 4 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 17083-98 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
3 |
ПС 110 кВ Терминал (ПС-548), ЗРУ-10кВ, 3 СШ-10кВ, яч.304, ввод-3 |
TPU 4 600/5, КТ 0,5S Рег. № 17085-98 |
TJP 4 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 17083-98 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
4 |
ПС 110 кВ Терминал (ПС-548), ЗРУ-10кВ, 4 СШ-10кВ, яч.403, ввод-4 |
TPU 4 600/5, КТ 0,5S Рег. № 17085-98 |
TJP 4 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 17083-98 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 | |
Примечания:
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % | |
1 |
2 |
3 |
4 | |
1-4 |
Активная |
1,3 |
2,2 | |
Реактивная |
2,0 |
3,7 | ||
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ |
5 | |||
АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC (SU), |
(±) с |
П Продолжение таблицы 3
Пр имечания:
-
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 2 % от 1ном 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
4
Нормальные условия параметры сети:
- напряжение, % от ином
от 98 до 102
- ток, % от 1ном
от 100 до 120
- коэффициент мощности
0,8
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
от +21 до +25
- частота, Гц
50
Условия эксплуатации параметры сети:
- напряжение, % от ином
от 90 до 110
- ток, % от 1ном
от 1 до 120
- коэффициент мощности cos9 (sm9)
от 0,5 инд. до 1 емк
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
от -40 до +40
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
Альфа А1800
от -40 до +65
- температура окружающей среды для сервера, °С
от +10 до + 30
- атмосферное давление, кПа
от 80,0 до 106,7
- относительная влажность, %, не более
98
- частота, Гц
от 49,6 до 50,4
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
120000
УСВ-3
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
45000
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации
Счетчики Альфа А1800:
- графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30
минут, сут, не менее
1200
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации
состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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 в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера АИИС КУЭ;
- защита на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на ИВК.