| Номер в госреестре | 75855-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" ПС Сутузово |
| Изготовитель | ООО "Газпром энерго" Инженерно-технический центр, г.Оренбург |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» ПС Сутузово (далее по тексту- АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами
ООО «Г азпром трансгаз Чайковский», 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. Количество измерительных каналов 13.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии в режиме измерений активной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), - центр сбора и обработки информации ООО «Г азпром энерго» (ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (регистрационный № 44595-10 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений). ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».
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 через линию Ethernet в 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, ЦСОИ 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 «Газпром энергосбыт» 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. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ).
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и 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 «средний» 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 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УСС В/Сервер | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||
| 1 | ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 2 | А С | ТЛК-10-6 150/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 | А В С | НАМИТ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 2 | ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 4 | А С | ТЛК-10-6 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 | А В С | НАМИТ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 3 | ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 5 | А С | ТЛК-10-6 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 | А В С | НАМИТ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 4 | ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 6 | А С | ТЛК-10-6 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 | А В С | НАМИТ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | RTU-325L Рег. № 37288-08 |
| 5 | ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 7 | А С | ТЛК-10-6 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 | А В С | НАМИТ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | УССВ- 16HVS ЦСОИ |
| 6 | ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 11 | А С | ТЛК-10-6 150/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 | А В С | НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 7 | ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 12 | А С | ТЛК-10-6 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 | А В С | НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 8 | ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 16 | А С | ТОЛ-10-I 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 15128-07 | А В С | НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 9 | ПС 110 кВ Су-тузово, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 17 | А С | ТЛМ-10-1 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 2473-69 | А В С | НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||
| 10 | ПС 110 кВ Сутузово, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 21 | А С | ТЛК-10-6 150/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 | А В С | НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | RTU-325L Рег. № 37288-08 УССВ- 16HVS ЦСОИ |
| 11 | ПС 110 кВ Сутузово, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 22 | А С | ТЛМ-10-1 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 2473-69 | А В С | НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 12 | ПС 110 кВ Сутузово, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 26 | А С | ТЛК-10-6 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 | А В С | НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 13 | ПС 110 кВ Сутузово, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 27 | А С | ТЛК-10-6 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 9143-01 | А В С | НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
Пр имечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблице 3, 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 семи счетчикам измерительных каналов № 1-7.
5 (2) - Указанный трансформатор напряжения подключен к шести счетчикам измерительных каналов № 8-13.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Г раницы основной погрешности (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1-13 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,7 6,0 |
| Примечания: | |||
| 1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) | |||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, | |||
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 13 |
| 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, cos9 | 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 Меркурий 234: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для RTU-325L: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики Меркурий 234: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| УСПД RTU-325L: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | |
| сервер: | 3 |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений обеспечивается:
- резервированием питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервированием 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. |
| Трансформаторы тока | ТЛК-10-6 | 20 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазный многофункциональный | Меркурий 234 | 13 |
| УСПД | RTU-325L | 1 |
| У стройства синхронизации системного времени | УССВ-16HVS | 1 |
| ИВК | ЦСОИ ООО «Г азпром энерго» | 1 |
| ПО | АльфаЦентр | 1 |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711.138.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП КЦСМ-166-2019 | 1 |
осуществляется по документу МП КЦСМ-166-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром трансгаз Чайковский» ПС Сутузово. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 16.05.2019 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 «Меркурий 234» - по документу АВЛГ.411152.033РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки с изменением № 2, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.08.2017 г.;
- УСПД RTU-325L - по документу: ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» ПС Сутузово». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 12/RA.RU.312287/2019.
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
