Untitled document

Приложение к свидетельству № 66802

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на

присоединениях ПС «Промысловая», яч.12, яч.13, КВЛ-35 кВ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрическойэнергииООО«ЛУКОЙЛ-Коми»ТПП«ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз»на

присоединениях ПС «Промысловая», яч.12, яч.13, КВЛ-35 кВ (далее- АИИС КУЭ) предназначена

для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные

интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки

полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для

коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизиро-

ванную 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 состоя-

нииобъектови средствизмерений состоронысервераорганизаций (внешних пользователей);

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкцио-

нированного 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-й уровень- информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя

трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы на-

пряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной

электроэнергии Альфа (модификация A1802RALX-P4GB-DW-4) класса точности (КТ) 0,2S/0,5

(регистрационный номер 31857-06), указанные в таблице 2 (2 точки измерения).

2-ой уровень – информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ),

включающие в себя устройство сбора и передачи данных RTU 325 (регистрационный номер

37288-08), технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения ин-

формационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер базы данных HP ProLiant Trial, с установленным ПО «АльфаЦЕНТР», устройство

синхронизации системного времени на базе GPS- приемника, принимающего сигналы точного

времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторы, автомати-

зированного рабочего места (АРМ) HP Сompaq D530, а также совокупность аппаратных, ка-

налообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации, обработку и хра-

нение с нижних уровней АИИС КУЭ по точкам измерений, которые перечислены в таблице 2.

Лист № 2

Всего листов 7

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформато-

рами 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной ин-

формации, 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 ин-

формации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей

информации, оформление справочных и отчетных документов. Данные об энергопотреблении с

УСПД RTU 325 на сервер БД. Результаты измерений электрической энергии с ИВК АИИС КУЭ

поступают на ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (регистрационный номер

64984-16).

ОтчетывформатеХМLсформированныенаИВКАИИСКУЭ

ООО«ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» инаИВК ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ПС «Промысловая», яч.12, яч.13, КВЛ-35 кВ

подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по выделенному

каналу связи сети Ethernet в АО «АТС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка

электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

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

себя GPS- приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный систе-

мы позиционирования GPS. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех

уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время в УСПД RTU 325

синхронизировано с временем GPS - приемника, сличение ежесекундное, погрешность

синхронизации не более 0,1с. УСПД RTU 325 осуществляет коррекцию времени сервера, счет-

чиков. Сличение времени УСПД RTU 325 с временем сервера БД осуществляется каждые

30 минут, корректировка выполняется при расхождении времени на ± 1 с. Сличение времени

УСПД Сличение времени счетчиков ИИК с временем УСПД RTU 325 осуществляется каждые

30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 1 с.

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

Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, 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 используется программное обеспечение (далее-ПО)-

«АльфаЦЕНТР» (Версия 15.07.04).

Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.

Таблица1 - Идентификационные данные (признаки) ПО

Идентификационные данные (признаки)

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Значения

АльфаЦЕНТР

ac_metrology.dll

12.1

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

md5

Лист № 3

Всего листов 7

Номер ИК

Наименование

присоединения

Трансформатор

напряжения

Счетчик

УСПД

ТОЛ-СЭЩ-35,

Ктт =600/5,

КТ 0,2S,

Рег. №

40086-08

ЗНОМ-35-65 У,

Ктн=35000/100,

КТ 0,5,

Рег. №

912-70

RTU 325 -E-512

Рег. № 37288-08

Уровень защиты ПО 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

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величи-

ны, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в

состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в ИК АИИС КУЭ

Состав измерительного канала

Трансформатор

тока

УССВ

Вид электро-

энергии

5678

ПС «Промысловая»

220/35/6 кВ яч.13

1(ВЛ №47) КВЛ 35 кВ

Усинская ТЭЦ –

Промысловая I цепь

A1802RALX-

P4GB-DW-4,

КТ 0,2S/0,5,

Рег. №

531857-11

ПС «Промысловая»

220/35/6 кВ яч.12

2(ВЛ №48) КВЛ 35 кВ

Усинская ТЭЦ –

Промысловая II цепь

ТОЛ-СЭЩ-35,

Ктт =600/5,

КТ 0,2S,

Рег. №

40086-08

ЗНОМ-35-65 У,

Ктн=35000/100,

КТ 0,5,

Рег. №

912-70

A1802RALX-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5,

Рег. №

531857-11

GPS- приемник

Активная

Реактивная

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реак-

тивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение

(0,9-1,1) Uном; ток (0,01-1,2) Iном; 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк; допускаемая температура окружаю-

щей среды для ТТ и ТН от минус 40 до плюс 60 °С; для счетчиков электрической энергии

от минус 20 до плюс 55 °С, УСПД RTU 325 от плюс 1 до плюс 50 °С, сервера от плюс 10

до плюс 35 °С приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков

от плюс 5 до плюс 30 °С.

Лист № 4

Всего листов 7

1(2)%

1(2) %

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

100 %

изм

< I

120 %

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении

активной (реактивной) электрической энергии рабочих условиях

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении

Номерактивной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях,

ИК± δ, (%)

Коэффициент

мощности cosφ

20 %

изм

< I

100 %

АРАРАРАР

0,55,42,83,01,72,21,22,21,4

1,20,82,94,51,62,71,32,01,32,0

11,8Не норм.1,1 Не норм.0,9Не норм.1,0Не норм.

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении актив-

ной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uном; ток

(0,01-1,2) Iном; 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк; температура окружающей среды (23

С приведены

в таблице 4.

1(2)%

1(2) %

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

100 %

изм

< I

120 %

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при

измерении активной (реактивной) электрической энергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при

Номер ИКизмерении активной (реактивной) электрической энергии, ± δ, (%)

Коэффициент

мощности сosφ

20 %

изм

< I

100 %

0,55,4

1,2 0,8 2,9

1 1,8

2,8

4,5

Не норм.

АР

3,0 1,7

1,6 2,7

1,1 Не норм.

АР

2,2 1,4

1,3 2,0

0,9 Не норм.

АР

2,2 1,4

1,3 2,0

1,0 Не норм.

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 tв = 6 ч,

трансформатор тока (напряжения):

среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 400 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности, не более, tв = 2 ч,

УСПД RTU 325:

среднее время наработки на отказ, не менее, Тср =100000ч,

cредний срок службы 30 лет.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для

пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механически-

ми пломбами;

наличие защиты на программном уровне- возможность установки многоуровневых па-

ролей на счетчиках, УСПД и сервере;

Лист № 5

Всего листов 7

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентифи-

кацию пользователей и эксплуатационного персонала;

передача данных по электронной почте с электронной подписью XML 80020,

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчике (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик при отключенном питании, не менее, 5 лет;

УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому

каналу, не менее, 45 суток;

ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений,

не менее, 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные

каналы и на комплектующие средства.

Количество

2 шт.

6 шт.

1 шт.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеОбозначение

1 2

Многофункциональные счетчики электрическойA1802RALX-P4GB-DW-4,

энергии КТ 0,2S/0,5

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-35, КТ 0,2S

Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65 У, 912-70

УСПД RTU-325-E-51237288-08

Основной сервер HP ProLiant ML370

АРМ (автоматизированное рабочее место) HP Сompaq D 530

Документация

Методика поверки МП 4222-18-7714348389-2017

Формуляр ФО 4222-18-7714348389-2017

1 экз.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-18-7714348389-2017 «Система автома-

тизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии

ООО«ЛУКОЙЛ-Коми»ТПП«ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз»наприсоединениях

ПС «Промысловая», яч. 12, яч.13. КВЛ-35 кВ». Методика поверки, утвержденным

ФБУ «Самарский ЦСМ» 27.03.2017 г.

Основные средства поверки- по НД на измерительные компоненты:

трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

Лист № 6

Всего листов 7

счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1802 в соответст-

вии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональ-

ные 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 RTU-325L. ДЯИМ.466453.005 МП»;

радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

27008-04);

мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер Федеральном информационном

фонде 33750-12).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ 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

приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии с использова-

нием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта

электрическойэнергииООО«ЛУКОЙЛ-Коми»ТПП«ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз»на

присоединениях ПС «Промысловая», яч. 12, яч.13. КВЛ-35 кВ». Методика аттестована

ФБУ«СамарскийЦСМ»по ГОСТР8.563-2009. Свидетельствообаттестации

№ 181/RA.RU 311290/2015/2017 от 13.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектрическойэнергии

ООО«ЛУКОЙЛ-Коми»ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинск-нефтегаз»наприсоединениях

ПС «Промысловая», яч.12, яч.13, КВЛ-35 кВ

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

нические условия

ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерений электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной

энергии классов точности 0,2S и 0,5S

ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической

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

энергии

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»

(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)

ИНН 7714348389

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

Телефон (факс): (495) 230-02-86

Е-mail:

info@energometrologia.ru