Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» ВОЛМА» 2-ая очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» ВОЛМА» 2-ая очередь), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УССВ-35НУБ (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) « АльфаТЦЕНТР», АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 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 поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному
каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС», филиалов АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.04, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.04 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
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 и их основные метрологические характеристики
| о, е м о Я | | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС 110 кВ Хаджох, РУ-10 | Т0Л-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S | НАЛИ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| кВ, 1СШ 10кВ, ВЛ-10 кВ Хд-9 | Коэфф. тр. 150/5 Рег. № 32139-11 | Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 51621-12 | реактивная | ±2,8 | ±5,8 |
| 2 | ТП-5 10 кВ, РУ- | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная | ±1,0 | ±3,4 |
| 10 кВ, Ввод 1 | Коэфф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11 | Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 11094-87 | реактивная | ±2,6 | ±5,7 |
| 3 | ТП-11 10 кВ, Т- | Т-0,66 Кл. т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| 1, Ввод 0,4 кВ | Коэфф. тр. 1500/5 Рег. № 36382-07 | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| | ВЛ 10 кВ Ду-3 от ПС 110 кВ | Т0Л-НТЗ-10 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 150/5 Рег. № 51679-12 | ЗН0ЛП-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 4 | Дубенская, оп.20, ЩУ-10 кВ | Коэфф. тр. 10000:V3/100:V3 Рег. № 51676-12 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | реактивная | ±2,8 | ±5,8 |
| 5 | ТП-12 10 кВ, | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная | ±1,0 | ±3,3 |
| T-1, Ввод 0,4 кВ | Коэфф. тр. 1500/5 Рег. № 47957-11 | | реактивная | ±2,4 | ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 6 | ТП-14 10 кВ, Т-1, Ввод 0,4 кВ | Т-0,66М Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 1000/5 Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
| | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИ | К о К с | | ±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 cosj = 0,8 инд, I=0,02 (0,05) !ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 6 от 0 до плюс 40 °C.
4 В Таблице 2 и далее по тексту приняты следующие сокращения (обозначения): Кл. т. - класс точности, Коэфф. тр. - коэффициент трансформации, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 (5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01, | 165000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 140000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- 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 АИИС КУЭ 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 | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | Т0Л-СЭЩ-10 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 2 |
| Измерительный трансформатор тока | Т-0,66 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | Т0Л-НТЗ-10 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | Т-0,66М | 3 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ-10 | 1 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Измерительный трансформатор напряжения | ЗН0ЛП-НТЗ-10 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| У стройство синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | 1 |
| Программное обеспечение | АльфаТ ЦЕНТР | 1 |
| Методика поверки | МП 051-2018 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС. 563 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 051-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» ВОЛМА» 2-ая очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 23.08. 2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- 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»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.16 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315): 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. № 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-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» ВОЛМА» 2-ая очередь), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов
ООО «УК» ВОЛМА» 2-ая очередь)
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
72868-18: Методика поверки МП 051-2018Скачать6.0 Мб