Номер по Госреестру СИ: 60118-15
60118-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого электрической энергии ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ "Харьягинская")
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская») -(далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская») установлено программное обеспечение (ПО)- «АльфаЦЕНТР».
Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице 1.
Таблица 1
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентифи кационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентифика -тора ПО |
Планировщик опроса и передачи данных |
Amrservcr.exe |
11.02.01 |
04fcc1f93fb0e701e d68cdc4ff54e970 |
MD5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
5b56ebb1d9904a5d 44e9d7fa42dec79e |
MD5 | |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
3f65dd38d3a5ed07 e85afb84b8d84488 |
MD5 | |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
ac metrology. dll |
3e736b7f380863f44 cc8e6f7bd211c54 |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию.
На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и опломбированием сервера.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты ( разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская»).
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетоды измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская») приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТИП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская»). Методика аттестована
ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 71-01.00203-2015 от 12.01.2015 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская»)
§ 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. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)
Поверка
Поверкаосуществляется в соответствии с документом МП 4222-01-7702575147-2015”Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская»). Методика поверки”, утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 13.01.2015г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
-
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
-электросчетчики Альфа в соответствии с методикой поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.Методика поверки.»
-
- УСПД RTU 327 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных
RTU 327 1. Методика поверки ДИЯМ.466215.007 МП», утвержденным
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году;
-
- УСПД RTU 325 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных
RTU-325 RTU-325L. ДЯИМ.466453.005 МП
-
- радиочасы МИР РЧ-01 принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System (GРS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04, ПГ±1 мкс;
Лист № 7 Всего листов 7
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» (ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ») ИНН 7702575147, Юридический (почтовый) адрес: 123100, РФ, г. Москва, ул. Мантулинская, д.18; Тел./факс (499) 157-96-81, e-mail: info@energometrologia.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»).
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной 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);
-
• автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
• передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
-
• предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
-
• 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).
-
1-ый уровень системы - информационно-измерительный комплекс (ИИК) состоит из измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746 - 2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии Альфа класса точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 в ГР № 31857-06 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии для ИК№2,3. Для ИК№1 в режиме измерения реактивной электроэнергии, в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (3 точки измерения).
-
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из устройства сбора и передачи данных RTU 325 в ГР №37288-08, технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Лист № 2 Всего листов 7
-
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера базы данных HP ProLiant ML370, с установленным ПО «АльфаЦЕНТР», УСПД RTU 327 в ГР№41907-09, GPS- приемника, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторов, автоматизированного рабочего места (АРМ) HP Compaq D530, а также совокупности аппаратных, каналообразующих и
программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение по точкам измерения, перечисленным в таблице № 2, а так же по точкам измерения, которые входят в Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» (ГР № 47435-11).
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к
УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Данные об энергопотреблении с УСПД RTU 325 поступают на УСПД RTU 327 и сервер БД.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS- приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время в УСПД RTU 327 синхронизировано с временем GPS - приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. УСПД RTU 327 осуществляет коррекцию времени сервера, УСПД RTU 325, счетчиков. Сличение времени УСПД RTU 327 с временем сервера БД осуществляется каждые 30 минут, корректировка выполняется при расхождении времени на ±0,01 с. Сличение времени УСПД RTU 327 с временем УСПД RTU 325 осуществляется
каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем УСПД RTU 325 осуществляется каждые 30, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки. Передача информации в организации - участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.
Лист № 3
Всего листов 7
Комплектность АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская») приведена в таблице№3.
Таблица№3
Наименование компонента системы |
Кол-во (шт.) |
Счетчик электрической энергии А1802RALXQV-P4GBI-DW-4,КТ0,2S/0,5 |
1 |
Счетчик электрической энергии A1805RAL-P4GB-DW-4, КТ 0,5S/1,0 |
2 |
Трансформатор тока IMB 245 , КТ 0,2S |
9 |
Трансформатор напряжения CPB 245, КТ 0,2 |
3 |
Трансформатор напряжения CPА 245, КТ 0,2 |
6 |
УСПД RTU 325 |
1 |
УСПД RTU 327 |
1 |
GPS-приемник |
1 |
Сервер БД типа HP ProLiant ML370 |
1 |
АРМ (автоматизированное рабочее место) HP rompaci D530 |
1 |
Методика поверки МП 4222-01-7702575147-2015 |
1 |
Формуляр ФО 4222-01-7702575147-2015 |
1 |
Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице 2
Лист № 4
Всего листов 7
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 1,02) UHOM, ток (0,01 1,2) 1НОМ, cosj = 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
-
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 1,1) UHOM , ток (0,01 1,2) 1НОМ , cosj от 0,5 инд до 0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для:
измерительных трансформаторов от (- 40) до + 70 °С, электросчетчики от минус 20 до + 55 °С, УСПД RTU 325 от 1 °С до + 50 °С, УСПД RTU 327 от минус10 °С до + 50 °С, сервера от + 10 до + 35 ° С .
-
5. Погрешность в рабочих условиях указана при 1=0,01 1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +30 °С., основная погрешность указана при 1=0,1 1ном, cosj = 0,8 инд .
-
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии
Таблица 2
Номер точки измерений и наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электоэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Пределы основной относите льной погрешности, ±% |
Пределы относительной погрешности в рабочих условиях, ±% | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 | |
ПС 220/35/6кВ |
IMB 245 |
CPB 245 |
A1802RALX |
СС | ||||
1 |
"Харьягинская |
ф.А № 8825686 |
ф.А 8825693 |
QV-P4GBI- |
О' о |
А | ||
" ОРУ-220 кВ, |
ф.В № 8825685 |
ф.В №8825694 |
DW-4 |
о о |
кт |
0,6 0,6 |
1,3 1,3 | |
ОВ-220кВ |
ф.С № 8825684 |
ф.С №8825687 |
КТ 0,2S/0,5 |
£ |
ив |
1,0 |
3,8 | |
400/5,КТ 0,2S |
220000/^3/100/^3 |
зав. № |
CQ се |
на | ||||
КТ 0,2 |
01254455 |
СО |> |
я | |||||
2 |
ПС 220/35/6 кВ |
IMB 245 |
CPA 245 |
A1805RAL- |
см сс | |||
"Харьягинская |
ф.А № 8672626 |
ф.А №8672780 |
P4GB-DW-4 |
£ н |
Р |
0,8 |
1,7 | |
" ОРУ-220 кВ, |
ф.В № 8672634 |
ф.В №8672778 |
КТ 0,5S/1,0 |
р4 |
еа |
< л | ||
ввод на 2 СШ |
ф.С № 8672635 |
ф.С №8672775 |
зав. № |
ю сс |
кт |
1,3 |
5,4 | |
выключатель |
400/5,КТ 0,2S |
220000/^3/100/^3 |
01268879 |
сл о о |
ив | |||
В-220-ВЛ 282 |
КТ 0,2 |
о |
на | |||||
3 |
ПС 220/35/6 кВ |
IMB 245 |
CPA 245 |
A1805RAL- |
я | |||
"Харьягинская |
ф.А № 8672631 |
ф.А №8672777 |
P4GB-DW-4 |
CQ се СО |
0,8 |
1,7 | ||
" ОРУ-220 кВ, |
ф.В № 8672627 |
ф.В №8672779 |
KTO,5S/1,0 |
< л | ||||
ввод на 1 СШ |
ф.С № 8672639 |
ф.С №8672776 |
зав. № |
сс |
1,3 |
5,4 | ||
выключатель |
400/5,КТ 0,2S |
220000/^3/100/^3 |
01268881 |
£ н | ||||
В-220-ВЛ 283 |
КТ0,2 |
Р4 |
Примечания:
Лист № 5 Всего листов 7 для ИК№2,3. Для ИК№1 в режиме измерения реактивной электроэнергии, в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению
(измерительному каналу) .
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ниже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» порядке. Акт хранится с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов: Электросчётчик Альфа:
-среднее время наработки на отказ не менее Тср =120000 часов,
-средний срок службы - не менее 30 лет,
Сервер: среднее время наработки на отказ не менее Тср = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более te = 6 ч; Трансформатор тока (напряжения):
-
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,
-
- среднее время восстановления работоспособности не более tE = 2 ч; УСПД RTU 325 (RTU 327):
-
- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =100000ч,
-
- средний срок службы, -30 лет; 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. Регистрация событий:
в журнале счётчика:
-
- параметрирование;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекция времени; в журнале УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
-
- выключение и включение УСПД. Защищённость применяемых компонентов:
-
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки; -УСПД;
-
- сервера;
-
• защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счётчик;
-
- установка пароля на УСПД;
-
- установка пароля на сервер; Глубина хранения информации:
Лист № 6
Всего листов 7
- электросчетчики Альфа - глубина хранения информации при отключенном питании - не менее 5 лет.
-УСПД RTU 325 (RTU 327) - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу за месяц - не менее 45;
-сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.