| Номер в госреестре | 72158-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром добыча Уренгой" УГП-9 |
| Изготовитель | Оренбургский филиал ООО "Газпром энерго", г.Оренбург |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром добыча Уренгой» УГП-9 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ОАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Уренгой», автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-327, устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), АРМы и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦентр».
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485
поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее посредством модема SHDSL на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача полученных данных спутниковому каналу связи на сервер ООО «Газпром энерго», а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.
В случае сбоя работы основного канала связи сервер ООО «Газпром энерго» производит опрос УСПД по резервным ТЧ и GSM каналам.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, с возможностью использования электронно-цифровой подписи через автоматизированные рабочие места АО «Межрегионэнергосбыт» и ООО «Газпром энерго».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени, часы сервера БД, УСПД и счетчиков. Время сервера БД ИВК синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и сервера БД на ±1 с. Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и УСПД на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦентр». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦентр»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
УСПД/УССВ/
Сервер
Номер и наименование ИК
Счетчик
ТТ
ТН
1
2
3
4
5
НТМИ-6-66(1) Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ УГП-9, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч. 9
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 100/5 Рег. № 1856-
А
В
С
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
1
63
НТМИ-6-66(1) Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ УГП-9, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 11
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 300/5 Рег. № 1856-
А
В
С
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
2
63
НТМИ-6-66(1) Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ УГП-9, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 13
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 150/5 Рег. № 1856-
А
В
С
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
3
63
RTU-327 Рег. № 41907-09
УССВ-2 Рег. № 54074-13
Сервер Stratus FT Server 4700 P4700-2S
НТМИ-6-66(1) Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ УГП-9, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.15
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 150/5 Рег. № 1856-
А
В
С
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
4
63
НТМИ-6-66(2) Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ УГП-9, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.8
ТЛО-10 Кл.т 0,2S 100/5 Рег. № 25433-
А
В
С
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
5
03
НТМИ-6-66(2) Кл.т 0, 5 6000/100 Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ УГП-9, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 12
ТЛО-10 Кл.т 0,2S 100/5 Рег. № 25433-
А
В
С
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
6
03
НТМИ-6-66(2) Кл.т 0, 5 6000/100 Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ УГП-9, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.14
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 300/5 Рег. № 1856-
А
В
С
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
7
63
НТМИ-6-66(2) Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ УГП-9, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 16
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 150/5 Рег. № 1856-
А
В
С
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
8
63
НТМИ-6-66(2) Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ УГП-9, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч. 18
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 150/5 Рег. № 1856-
А
В
С
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97
9
63
Пр имечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН, 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.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС
КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
4 (1) - Указанный трансформатор напряжения подключен к четырем счетчикам измерительных каналов №№ 1-4.
5 (2) - Указанный трансформатор напряжения подключен к пяти счетчикам измерительных каналов №№ 5-9
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1-4, 7-9 | Активная | 1,2 | 3,4 |
| Реактивная | 2,4 | 5,8 | |
| 5, 6 | Активная | 1,0 | 2,5 |
| Реактивная | 1,8 | 6,6 | |
| Примечания: 1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) | |||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности | указаны границы интервала, | ||
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 9 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | 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 1 (5) до 120 |
| - коэффициент мощности, еоБф | 0,5 инд до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от -10 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С | от -1 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков ЕвроАльфа: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для RTU-327: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УССВ-2: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| 1 | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики ЕвроАльфа: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| УСПД RTU-327: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±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 по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- Журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточные клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Измерительный трансформатор тока | ТЛО-10 | 4 |
| Измерительный трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 14 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | EA05RL-P1B-4 | 9 |
| УСПД | RTU-327 | 1 |
| У стройства синхронизации системного времени | УССВ-2 | 2 |
| Сервер | Сервер Stratus FT Server 4700 P4700-2S | 1 |
| ПО | АльфаЦентр | 1 |
| Паспорт-формуляр | МРЭК.411711.053.03-003.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП КЦСМ-153-2018 | 1 |
осуществляется по документу МП КЦСМ-153-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-9. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ», ФБУ «Воронежский ЦСМ» 27.04.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчик «ЕвроАльфа» - по документу: «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа ЕвроАльфа (ЕА). Методика поверки», утвержденным «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1998 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу: ДЯИМ.466215.007 МП «Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
- УССВ-2 - по документу: МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройство синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» в 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
