Untitled document

Приложение к свидетельству № 64484

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1 Trial

листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-УНП»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта

электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» (далее-АИИС КУЭ) предназначена для

измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные

интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения

информации, 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) 0,5 по ГОСТ 7746-01,

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

многофункциональныемикропроцессорныесчетчики электрическойэнергииАльфа

(модификация A1802RL-P4GB-DW-4) в ГР № 31857-11 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по

ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012

при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (6 точек измерения).

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

измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для

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

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

включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325

(модификация RTU 325-Е-512-Mll-Q-i2-G) в ГР №37288-08, устройство синхронизации

системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа 35LVS, каналообразующую

аппаратуру.

Лист № 2

Всего листов 8

3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК),

включающий в себя сервер баз данных (СБД) , локально-вычислительную сеть, программное

обеспечение «АльфаЦЕНТР», 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.

Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными

трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям

связи поступают на соответствующие входы 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, реактивной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для

интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых

числах кВт·ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485, RS-322,

радиомодема (Integra-TR),модема (Westermo TD32AC) поступает на входы УСПД, где

производится сбор, хранение результатов измерений и далее через коммутатор (switch)

передаются на СБД АИИС КУЭ.

СБД АИИС КУЭ при помощи ПО «АльфаЦентр» осуществляет сбор, обработку

измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов

тока и трансформаторов напряжения), формирование, хранение, оформление справочных и

отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС» и прочим

заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Комплекс измерительно-вычислительный учета электрической энергии и мощности

оптового рынка электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (далее-ИВК ООО

«ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС») Госреестр № 64984-16 энергосбытовой компании подключен к

ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-УНП». Отчеты в формате ХМL могут быть сформированы

на ИВК ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» или ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-УНП» и

отправлены на ИВК ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС». Далее на ИВК ООО «ЛУКОЙЛ-

ЭНЕРГОСЕРВИС» отчеты ХМL подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и

отправляются по выделенному каналу связи сети Ethernet в АО «АТС», региональному филиалу

АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и

мощности (ОРЭМ).

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

себя устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника

типа 35LVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы

позиционирования 1 раз в час. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени,

имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую

синхронизацию времени.

ЧасыУСПДАИИСКУЭсинхронизированысовременемGPS-приемника,

корректировка часов УСПД АИИС КУЭ выполняется при расхождении времени часов УСПД и

GPS-приемника на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов

УСПД происходит при каждом опросе, при расхождении времени часов счетчиков с временем

часов УСПД на ±2 с выполняется их корректировка. Сличение времени часов УСПД и времени

часов сервера АИИС КУЭ происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут, при

расхождении времени часов УСПД с временем часов сервера на ±1 с выполняется их

корректировка. Корректировка осуществляется при расхождении времени на ±2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Лист № 3

Всего листов 8

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 используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» (Версия

15.07.04)

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)Значения

Наименование ПО АльфаЦЕНТР

Идентификационное наименование ПО ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО12.1

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифровогоmd5

идентификатора ПО

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений по Р 50.2.077-2014–средний.

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

Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ должны соответствовать

положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении

положения о единицах величин,допускаемых к применению в Российской Федерации»,

ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства

измерений.

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 8

Наименование

присоединения

Трансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

УСПД

УСВ

Вид электроэнергии

ТФМ-110

200/5

КТ 0,5

A1802RL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

ТФМ-110

200/5

КТ 0,5

A1802RL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

ПС 35/6 кВ "УТС"

ГРУ-6 кВ яч.33

ПС 35/6 кВ "УТС"

ГРУ-6 кВ яч.35

RTU 325-Е-512-Mll-Q-i2-G

GPS-приемник типа 35LVS

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

Состав измерительного канала

Номер измерительного

канала

НКФ-110

110000:√3/100√3

КТ 0,5

ГПП 110/6/6 кВ

"НПЗ" ОРУ 110 кВ

ввод 110 кВ на Т-1

(от ВЛ 110 кВ №144)

ГПП 110/6/6 кВ

"НПЗ" ОРУ 110 кВ

ввод 110 кВ на Т-2

(от ВЛ 110 кВ №145)

НКФ-110

110000:√3/100√3

КТ 0,5

ПС 110/35/6 кВ

«Ветлосян» ЗРУ 6

кВ яч.12

ПС 110/35/6 кВ

«Ветлосян» ЗРУ 6

кВ яч.19

ТОЛ-10-1-1У2

300/5

КТ 0,5

ТОЛ-10-1-1У2

300/5

КТ 0,5

ТВЛМ-10-1

400/5

КТ 0,5

ТЛМ-10-1

600/5

КТ 0,5

НАМИТ-10

6000/100

КТ 0,5

НАМИТ-10

6000/100

КТ 0,5

НАМИТ-10-2

6000/100

КТ 0,5

НАМИТ-10-2

6000/100

КТ 0,5

A1802RL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

A1802RL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

A1802RL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

A1802RL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

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)Uном, ток (0,05-1,2) 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 от минус 40

до плюс 60

С, для УСПД от 5до 50 °С и сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3.

Температура воздуха в местах расположения счетчиков от 15 до 35 °С.

Значение

cosφ

1(2)%5

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала

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

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении

Номераактивной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в

каналовпроцентах от номинального первичного тока ТТ), %

1(2) %

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

АР АР АР АР

1-6

0,5 - - ±5,4 ±2,5 ±2,9 ±1,4 ±2,2 ±1,1

0,8 - - ±2,9 ±4,3 ±1,6 ±2,4 ±1,3 ±1,8

1--±1,8Не норм±1,1Не норм±0,9Не норм

Лист № 5

Всего листов 8

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при

измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение

(0,98-1,02) Uном, ток (0,05-1,2) Iном, cosφ=0,9 инд, температура окружающей среды (20

приведены в таблице 4.

Значение

cosφ

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала

АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при

Номераизмерении активной (реактивной) электроэнергии, %

каналов

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2) %

изм

< I

5 %

из

< I

20 %

зм

< I

100 %

изм

120 %

АР АР АР АР

1-6 0,5 - - ±5,4 ±2,5 ±2,9 ±1,4 ±2,2 ±1,1

0,8 - - ±2,9 ±4,3 ±1,6 ±2,4 ±1,2 ±1,8

1--±1,8Не норм±1,1Не норм±0,9Не норм

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии многофункциональный Альфа

- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,

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

трансформатор тока (напряжения)

- среднее время наработки на отказ не менее 40∙10

часов,

УСПД RTU-325

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

- средний срок службы -30 лет;

сервер

- среднее время наработки на отказ не менее Т = 20000 часов,

- среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.

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 и

сотовой связи.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика и УСПД:

- 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.

Лист № 6

Всего листов 8

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- сервера ИВК;

-УСПД.

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 сервер.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

Вкомплект 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 Государственном

реестре средств измерений

Количество

31857-11

6 шт.

16023-97

6 шт.

15128-07

4 шт.

28139-07

2 шт.

1856-63

2 шт.

16687-07

2шт./2 шт.

14205-05

37288-08

6 шт.

1 шт.

Многофункциональные счетчики электрической

энергии A1802RL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5

Трансформатор тока ТФМ-110, КТ 0,5

Трансформатор тока ТОЛ-10-1 (модификация ТОЛ-

10-1-1У2), КТ 0,5

Трансформатор тока ТЛМ-10-1, КТ 0,5

Трансформатор тока ТВЛМ-10 (модификация

ТВЛМ-10-1), КТ 0,5

Трансформатор напряжения НАМИТ-10 и его

модификация НАМИТ-10-2 , КТ 0,5

Трансформатор напряжения НКФ-110, КТ 0,5

УСПД RTU-325

Устройство синхронизации системного времени

выполненного на базе GPS-приемника типа 35 LVS

Основной сервер: Dell PowerEdge R430

1 шт.

АРМ (автоматизированное рабочее место)-5 шт.

Документация

Методика поверки МП 4222-08-7714348389-20161экз.

Формуляр ФО 4222-08-7714348389-20161экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-08-7714348389-2016 «Система автома-тизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-

УНП». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 13.09.2016 г.

Лист № 7

Всего листов 8

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 трехфазные многофункциональные А1802 в

соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

А1800 Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»

в 2011 г;

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

RTU- 325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП, утвержденным ГЦИ СИ

ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;

- радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04;

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

Допускаетсяприменятьсредстваповерки,неприведенныевперечне,но

обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой

точностью.

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

штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методыизмерений,используемыевавтоматизированнойинформационно-

измерительной системе коммерческого учёта электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-УНП»,

приведенывдокументе Методика(метод) измеренийэлектрическойэнергии

сиспользованиемсистемы автоматизированнойинформационно - измерительной

коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-УНП». Свидетельство об

аттестации №141 /RA.RU 311290/2015/2016 от 12 сентября 2016 г.

Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистемеавтоматизи-

рованной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии

ООО «ЛУКОЙЛ-УНП»

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

ГОСТ31819.23-2012.Аппаратурадляизмеренияэлектрическойэнергии

переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

(IЕС 62053-23:2003, MOD).

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»

(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)

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

ИНН 7714348389