Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 2016 от 29.04.11 п.15
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 42542
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983, ГОСТ 7746, ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» (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.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной

и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с 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

средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0

по программно-задаваемым адресам;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую 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 (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее -счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035 -83 и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ и программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа-Центр».

Первичные токи и напряжения трансформируются 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 преобразуют 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник входит в состав УСПД «RTU-325». Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД «RTU-325» осуществляется каждые 2 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков Альфа 1800 с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств. Расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журналах событий УСПД и сервера БД.

Журнал событий сервера БД отражает события журналов событий ИВКЭ и ИИК, полученные с уровней ИВКЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа-Центр», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Альфа-Центр» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Альфа-Центр».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентиф икатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификатора ПО

«Альфа-Центр»

alphamess.dll

AC_SE_5

b8c331abb5e34444

170eee9317d635cd

MD5

alphamess.dll

b8c331abb5e34444

170eee9317d635cd

MD5

amra.exe

932da14df08bee64 117a44f91c015c09

MD5

amrc.exe

e114d19d3b7ff99b

71796f2fdbb14597

MD5

amrserver.exe

e17abf082add206e d7afa0aa7528fc97

MD5

cdbora2.dll

47900072cfb6e73c e3fce169bc80f695

MD5

encryptdll.dll

0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c

MD5

ИВК для учета электрической энергии «Альфа-Центр», в состав которых входит ПО «Альфа- Центр», внесены в Федеральный информационный фонд СИ РФ № 20481-00.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа- Центр».

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

ВЛ-110 кВ Астраханская ГРЭС - ЦРП 1 цепь (ВЛ-110 кВ 131)

SNBC 500/5 Кл. т. 0,2S

SVTR-10C 110000/100 Кл. т. 0,5

A1802 RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,9

8

ВЛ-110 кВ Астраханская ГРЭС - ЦРП 2 цепь (ВЛ-110 кВ 132)

SNBC 500/5 Кл. т. 0,2S

SVTR-10C 110000/100 Кл. т. 0,5

A1802 RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,9

9

ВЛ-110 кВ Астраханская ГРЭС - Первомайская (ВЛ110 кВ 135)

SNBC 500/5 Кл. т. 0,2S

SVTR-10C 110000/100 Кл. т. 0,5

A1802 RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,9

29

ШСВ-110 кВ

SNBC 500/5 Кл. т. 0,2S

SVTR-10C 110000/100 Кл. т. 0,5

A1802 RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

41

Фидер-5 6кВ

ТПОЛ-10 600/5

Кл. т. 0,5

НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5

А1805 RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

RTU-325

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

32

Г-1

ТЛП-10-1

4000/5 Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ-СЭЩ-10 10500/^3:100/^3

Кл. т. 0,5S

A1802 RLXQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,9

30

Г-2

ТЛП-10-1 4000/5

Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ-СЭЩ-10 10500/^3:100/^3

Кл. т. 0,5S

A1802 RLXQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,9

34

Г-3

ТЛП-10-1 2000/5 Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 10500/^3:100/^3

Кл. т. 0,5

A1802 RLXQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,9

40

ТСН-1

ТЛО-10-1

600/5 Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 10500/^3:100/^3

Кл. т. 0,5

A1802 RLXQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,9

42

ТСН-2

ТЛО-10-1

600/5 Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 10500/^3:100/^3

Кл. т. 0,5

A1802 RLXQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,2

±4,5

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos<p = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК от плюс 10 до плюс 40 °C.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена устройства синхронизации времени на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

10

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos9

- температура окружающей среды, °C

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°C:

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C

от 90 до 110

от 2 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +70

от -40 до +65

от +10 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика Альфа 1800

- среднее время восстановления работоспособности, ч

У СПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не мене

для УСПД RTU-325

- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

120000 2

75000 0,5

70000 1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет,

не менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

114

40

45

10

3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

- журнал 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:

- электросчетчика,

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. № СИ

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

SNBC

43661-10

12

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

1261-02

3

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТЛП-10-1

30709-08

9

Трансформатор тока

ТЛО-10-1

25433-08

6

Трансформатор напряжения

SVTR-ЮС

43745-10

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2611-70

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

35956-07

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

3344-04

9

Счётчик электрической энергии

A1800

31857-11

10

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325

37288-08

2

Программное обеспечение

Альфа-Центр

20481-00

Методика поверки

МП 46749-11 с Изменением №1

-

1

Паспорт-Формуляр

72122884.4252103.011.ФО

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 46749-11 с Изменением №1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 7 июня 2017 г.

Основные средства поверки:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН - по ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- Счетчики типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006

«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- Устройства сбора и передачи данных типа RTU-325 - в соответствии с документом

ДЯИМ.466.453.005МП «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 году;

- Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии

«Альфа-Центр» - в соответствии с документом ДЯИМ.466453.06МП, «Комплексы измерительновычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), Рег. № СИ 27008-04;

-     термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20

до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%, Рег. № СИ 22129-09.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения

Развернуть полное описание