Untitled document

Приложение к свидетельству № 62668

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Пермь» -II очередь

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта

электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Пермь»-II очередь (далее-АИИС КУЭ),

каналы которой входят в систему автоматизированную информационно-измерительную

коммерческого учёта электроэнергии (АИИС) ООО «Лукойл-Пермь» (ГР № 60878-15)

предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за

установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и

отображенияинформации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим

удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть

использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

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-йуровень-измерительно-информационныекомплексы(ИИК)),включающие

измеритель-ные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01,

измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01,

многофункциональные микропроцессорныесчетчикиэлектрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 (ГР № 46634-11), класса точности (КТ) 0,5S/1,0 ,ПСЧ-4ТМ.05МК.00

(ГР № 46634-11) класса точности (КТ) 0,5S /1,0 и ЕвроАльфа (модификации EA02RAL-P1B-4

(ГР № 16666-07) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной

электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии, указанных в

таблице 2 (2 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ)

0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений

Лист № 2

Всего листов 9

аналогичныхпогрешностейдлясчетчиковклассаточности(КТ)0,5Sпо

ГОСТ 31819.22-2012 .

2-й уровень -измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий устройство сбора и передачи данных RTU-325 (ГР № 37288-08) (далее-УСПД),

каналообразующую аппаратуру.

3-йуровень-информационно-вычислительныйкомплекс(ИВК),включающий

центральное устройствосбораипередачиданных (далее-ЦУСПД) типаRTU-327

(ГР № 41907-09), сервер совместимый с платформой х86, локально-вычислительную сеть,

программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место, 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.

Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными

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. Цифровой

сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных

поступает на входы УСПД типа RTU 325 (где производится хранение измерительной

информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний

уровень системы с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов

тока (ТТ) и измерительных трансформаторов напряжения (ТН), а также отображение

информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее результаты измерений и журналов

событий поступают в ИВК.

Наверхнем-третьемуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка

измерительнойинформации,в частности,формированиеи хранениепоступающей

информации, оформление справочных и отчетных документов.

Связь между УСПД ИВКЭ и счетчиками осуществляется по проводным линиям связи,

УКВ-радиоканалам, с использованием сотовой связи. Обмен информации между уровнями

ИВКЭ ИВК производится по ЛВС с использованием протокола Ethernet. При выходе из строя

линий связи АИИС КУЭ, считывание данных с счетчиков происходит в автономном режиме с

использованием ноутбука через встроенный оптический порт счетчиков.

Автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой компании подключен к ИВК

АИИС КУЭ ООО «Лукойл-Пермь»-II очередьи формирует отчеты в формате ХМL,

подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу

связи сети Ethernet

Коммерческому оператору, региональному филиалу ОАО «СО ЕЭС» и всем

заинтересованным субьектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в

себя GPS- приемник, установленный на уровне ИВК, 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 ЦУСПД RTU 327 синхронизировано с временем GPS-приемника,

сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. Сличение времени ЦУСПД

RTU 327 с временем сервера БД осуществляется каждые 30 минут, корректировка выполняется

при расхождении времени на ±2 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем ЦУСПД RTU

325 осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении

Лист № 3

Всего листов 9

времени на ±2 с. Сличение времени ЦУСПД RTU 327 с временем УСПД RTU 325

осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка выполняется 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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение (далее-ПО) ПК

«АльфаЦЕНТР» (Версия 12.01). Идентификационные данные (признаки) программного

обеспечения приведены в таблице 1.

MD5

Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)Значения

Наименование ПО

Общий модуль, содержащий функции,

используемые при вычислениях различных

значений и проверке точности вычислений

ac_metrology.dll

12.01

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

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 (наличие специальных средств защиты-

разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений

в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки

фальсифицированногоПОиданных,считыванияизпамяти,удаленияилииных

преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Метрологические и технические характеристики

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

Лист № 4

Всего листов 9

Трансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

УСПД

ЦУСПД

УСВ

Вид

электроэнергии

195

ПС 110/35/6кВ

"Гожан",

ВЛ-110кВ

"Гожан-

Буйская" ц.1

TG 145

300/5, КТ 0,5S

Зав. № 9259

Зав. № 9258

Зав. № 9257

EA02RAL-

P1B-4

КТ0,2S/0,5

Зав. №

1143054

RTU-325

Зав. № 000806

196

ПС Ашап ВЛ

№8 10кВ

ТВК-10

100/5, КТ 0,5

Зав. № 12462

Зав. № 12164

НАМИ-10

10000/100

КТ 0,5

Зав. № 276

ПСЧ-

4ТМ05МК.

КТ 0,5S/1,0

Зав. №

1110131697

RTU-325

Зав. № 000804

RTU-327 Зав. №002416

GPS -приемник

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Состав измерительного канала

Номер измерительного канала

Наименование присоединения

789

CPB 123

110000/100

КТ 0,5

Зав. №

IHSE8708600

Зав. №

1HSE8708602

Зав. №

1HSE8708603

Активная

Реактивная

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) ток (0,01-1,2) Iном, 0,5 инд.

≤

cos φ

≤

0,8 емк; допускаемая

температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от

минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии многофункциональных минус 40

до плюс 60°С; для сервера от 10 до 35 °С приведены в таблице 3.

Лист № 5

Всего листов 9

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС

КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях

эксплуатации

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении

активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях

эксплуатации, %

Номер

измерительного

канала

Значение cos φ

1(2)≤ Iраб <55≤ Iраб <2020≤ Iраб <100100≤ Iраб <120

1 2 3

195 0,5

±5,4

0,8 ±2,9

1±1,8

1960,5 -

0,8 -

4 5 6

Р А Р

±2,6 ±3,0 ±1,6

±4,5 ±1,6 ±2,6

не норм±1,1не норм

-±5,6 ±3,3

-±2,9±3,1

-±1,8не норм

7 8

А Р

±2,2±1,3

±1,3±2,0

±0,9 не норм

±3,0±1,5

±5,0±2,5

±1,9 не норм

910

А Р

±2,2±1,3

±1,3±2,0

±0,9 не норм

±3,2±2,6

±1,9±3,3

±1,3 не норм

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК)

при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях

эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uном; ток (0,01-1,2) Iном, cos φ = 0,9

инд; температура окружающей среды (20

С) приведены в таблице 4.

Таблица 4-Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС

КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях

эксплуатации

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении

активной (реактивной) электрической энергии (в нормальных условиях

эксплуатации), %

Номер

измерительного

канала

Значение cos φ

1(2)≤ Iраб <55≤ Iраб <2020≤ Iраб <100100≤ Iраб <120

1 2 3

195 0,5

±5,4

0,8 ±2,9

1±1,8

1960,5 -

0,8 -

4 5 6

Р А Р

±2,5 ±3,0 ±1,5

±4,4 ±1,6 ±2,5

не норм±1,1не норм

-±5,5 ±2,7

-±3,0±4,6

-±1,8не норм

7 8

А Р

±2,2±1,2

±1,2±1,9

±0,9 не норм

±3,1±1,8

±1,7±2,6

±1,2 не норм

910

А Р

±2,2±1,2

±1,2±1,9

±0,9 не норм

±2,3±1,5

±1,3±2,1

±1,0 не норм

Примечание:

Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают

требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения ГОСТ 1983-2001, счетчиков

электрической энергии ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и

ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электрической энергии. В виду

отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при

измерении реактивной энергии не превышают значенийаналогичных погрешностей для

счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.

Лист № 6

Всего листов 9

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАльфа

- среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 120 000 ч,

- среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;

счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК

- среднее время наработки на отказ не менее 165 000 часов;

- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

трансформатор тока и трансформаторы (напряжения

-среднее время наработки на отказ не менее 40∙10

часов,

-среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов;

- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

УСПД RTU-325, УСПД RTU-327

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов,

- время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

сервер

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 2000 часов,

-среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД (ЦУСПД) 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 (ЦУСПД):

- 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;

-ЦУСПД;

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 ЦУСПД;

- установка пароля на сервер.

Лист № 7

Всего листов 9

Глубина хранения информации:

- счетчики ЕвроАльфа-не менее 74 суток, при отключении питания данные сохраняются

не менее 5 лет,

-счетчикиПСЧ-4ТМ.05МК-неменее113сутоккаждогомассивапри

времени интегрирования 30 минут ,

- УСПД RTU-325-менее 18 суток, при отключении питания данные сохраняются

не менее 5 лет,

- УСПД RTU-327-менее 7 суток, при отключении питания данные сохраняются

не менее 5 лет,

-сервер-хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений за

весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

В комплект 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 Гос.реестре

средств измерений

Количество

(шт.)

16666-07

46634-11

Многофункциональные счетчики электрической

энергии ЕвроАльфа (модификация EA02RAL-P1B-4 ,

КТ 0,2S/0,5

Многофункциональные счетчики электрической

энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.00, КТ 0,5S/1,0

Трансформатор тока TG 145, КТ 0,5S

Трансформатор тока ТВК-10 ,КТ 0,5

Трансформатор напряжения CPB 123, КТ 0,5

Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,5

УСПД RTU-325

УСПД RTU-327

Основной сервер: Сервер, совместимый с платформой

х86

15651-12

8913-82

47179-11

11094-87

37288-08

41907-09

АРМ (автоматизированное рабочее место)

Документация

Методика поверки МП 4222-07-7714348389-2016

Формуляр ФО 4222-07-7714348389-2016

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-07-7714348389-2016 «Система автома-

тизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии

(АИИСКУЭ)ООО«Лукойл-Пермь»-IIочередь.Методикаповерки,утвержденным

ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.04.2016 г.

Лист № 8

Всего листов 9

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со

штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

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 многофункциональные ЕвроАльфа в соответствии с

окументом «ГСИ счетчики электрической энергии многофункциональные ДЯИМ.411152.018».

Методика поверки, утвержденная ГЦИ СИ «Ростест-Москва» в 2007 г.

- счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии

с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК.

Руководствопоэксплуатации.Часть2.Методика поверкиИЛГШ.411152.167РЭ1»,

утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.

-УСПД RTU- 325 (RTU- 327)в соответствии с документом «Устройства сбора и

передачи данных RTU- 325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП,

утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

-радиочасы МИР РЧ-01, ГР № 27008-04.

-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12 .

Сведения о методиках (методах) измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационно-

измерительнойсистемекоммерческогоучётаэлектрическойэнергии(АИИСКУЭ)

ООО «Лукойл-Пермь»-II очередь приведены в документе Методика (метод) измерений

электрическойэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-

Пермь»-II очередь. Свидетельство об аттестации №85-01.00203-2016 от 21.03.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительнойкоммерческогоучётаэлектрическойэнергии

(АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Пермь» -II очередь

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.Частныетребования.Часть23.Статическиесчетчикиреактивнойэнергии.

(IЕС 62053-23:2003, MOD)

Изготовитель

Обществосограниченнойответственностью«ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»

(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)

Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д.2, к. 12

ИНН 7714348389