| Номер в госреестре | 77068-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Самара" Сергиевское ЛПУ МГ КС-21 |
| Изготовитель | ИТЦ ООО "Газпром энерго", 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 «Г азпром трансгаз Самара» Сергиевское ЛПУ МГ КС-21 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 10.
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. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
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 «Газпром энерго» (ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения (ПО) из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - Рег. №) 4459510. 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 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 «Г азпром энергосбыт» и ООО «Г азпром энерго».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени типа УСВ-2, часы ЦСОИ, УСПД и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа. Время ЦСОИ ИВК синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и ЦСОИ на ±1 с. Время УСПД синхронизировано со временем УССВ, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний УССВ 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, 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 | не ниже 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/УССВ | |||
| 1 | ПС 110 кВ КС-21, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.9, ф.9 | А | ТЛ-10 1000/5 | А В | ЗНОЛ.06(1) 10000/100 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R | |
| С | Кл.т 0,5 Рег. № 4346-74 | С | Кл.т 0,5 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |||
| 2 | ПС 110 кВ КС-21, ЗРУ-10 кВ, 1А СШ 10 кВ, яч.40, ф.40 | А | ТЛ-10 100/5 | А В | ЗНОЛ.06(1) 10000/100 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R | |
| С | Кл.т 0,5 Рег. № 4346-74 | С | Кл.т 0,5 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |||
| 3 | ПС 110 кВ КС-21, ЗРУ-10 кВ, 1А СШ 10 кВ, яч.42, ф.42 | А | ТЛ-10 100/5 | А В | ЗНОЛ.06(1) 10000/100 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R | |
| С | Кл.т 0,5 Рег. № 4346-74 | С | Кл.т 0,5 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |||
| ПС 110 кВ КС- | А | ТЛ-10 | А | ЗНОЛ.06(2) | Меркурий 234 | ||
| 4 | 21, ЗРУ 10 кВ, 2 | 1000/5 | В | 10000/100 | ARTM2-00 PB.R | ||
| СШ 10 кВ, яч.12, ф.12 | С | Кл.т 0,5 Рег. № 4346-74 | С | Кл.т 0,5 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | RTU-327 | |
| ПС 110 кВ КС- | А | ТЛ-10 | А | ЗНОЛ.06(2) | Меркурий 234 | Рег. № | |
| 5 | 21, ЗРУ-10 кВ, | 1000/5 | В | 10000/100 | ARTM2-00 PB.R | 41907-09 | |
| 2 СШ 10 кВ, | С | Кл.т 0,5 | Кл.т 0,5 | Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
| яч.15, ф.15 | Рег. № 4346-74 | С | Рег. № 3344-04 | Рег. № 48266-11 | УСВ-2 | ||
| ПС 110 кВ КС- | А | ТЛ-10 | А | ЗНОЛ.06(3) | Меркурий 234 | Рег. № | |
| 6 | 21, ЗРУ-10 кВ, | 1000/5 | В | 10000/100 | ARTM2-00 PB.R | 41681-10 | |
| 3 СШ 10 кВ, | С | Кл.т 0,5 | Кл.т 0,5 | Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
| яч.21, ф.21 | Рег. № 4346-74 | С | Рег. № 3344-04 | Рег. № 48266-11 | |||
| ПС 110 кВ КС- | А | ТЛ-10 | А | ЗНОЛ.06(4) | Меркурий 234 | ||
| 7 | 21, ЗРУ-10 кВ, | 100/5 | В | 10000/100 | ARTM2-00 PB.R | ||
| 4А СШ 10 кВ, яч.37, ф. 37 | С | Кл.т 0,5 Рег. № 4346-74 | С | Кл.т 0,5 Рег. № 3344-04 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | ||
| ПС 110 кВ КС- | А | ТЛ-10 | А | ЗНОЛ.06(4) | Меркурий 234 | ||
| 8 | 21, ЗРУ-10 кВ, | 100/5 | В | 10000/100 | ARTM2-00 PB.R | ||
| 4А СШ 10 кВ, | С | Кл.т 0,5 | Кл.т 0,5 | Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
| яч.38, ф.38 | Рег. № 4346-74 | С | Рег. № 3344-04 | Рег. № 48266-11 | |||
| ПС 110 кВ КС- | А | ТЛ-10 | А | ЗНОЛ.06(4) | Меркурий 234 | ||
| 9 | 21, ЗРУ-10 кВ, | 1000/5 | В | 10000/100 | ARTM2-00 PB.R | ||
| 4 СШ 10 кВ, | С | Кл.т 0,5 | Кл.т 0,5 | Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
| яч.29, ф.29 | Рег. № 4346-74 | С | Рег. № 3344-04 | Рег. № 48266-11 | |||
| ПС 110 кВ КС- | А | ТЛ-10 | А | ЗНОЛ.06(4) | Меркурий 234 | ||
| 10 | 21, ЗРУ-10 кВ, | 1000/5 | В | 10000/100 | ARTM2-00 PB.R | ||
| 4 СШ 10 кВ, | С | Кл.т 0,5 | Кл.т 0,5 | Кл. т. 0,2S/0,5 | |||
| яч.30, ф.30 | Рег. № 4346-74 | С | Рег. № 3344-04 | 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 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблице 3, метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4 Допускается изменение наименования измерительных каналов без изменения объекта измерений. Изменение оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
5 (1) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к трем счетчикам измерительных каналов №№ 1-3.
6 (2) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 4, 5.
7 (3) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 6-8.
8 (4) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 7-10.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cosj | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %, при доверительной вероятности равной 0,95 | |||
| 52% | 55% | 520% | 5100% | ||
| — ^н=.и I од | < hm | 4оок ^ 7н=к < 4зок | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-10 (ТТ 0,5, ТН 0,5 Счетчик 0,2S) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,9 | - | 2,5 | 1,4 | 1,1 | |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 | |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,9 | 2,2 | |
| Номер ИК | cosj | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %, при доверительной вероятности равной 0,95 | |||
| 52% | 55% | 520% | 5100% | ||
| ?зк — ^н=.и I од | 4(jok ^ iWrt < 4зок | ||||
| 1-10 (ТТ 0,5, ТН 0,5 Счетчик 0,5) | 0,9 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 |
| 0,8 | - | 4,4 | 2,4 | 1,9 | |
| 0,5 | - | 2,5 | 1,5 | 1,2 | |
| Номер ИК | cosj | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %, при доверительной вероятности равной 0,95 | |||
| 52% | 55% | 520% | 5100% | ||
| hx — ^н=.и I од | < hm | hm - | 4оок ^ iWrt < hum | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-10 (ТТ 0,5, ТН 0,5 Счетчик 0,2S) | 1,0 | - | 1,9 | 1,3 | 1,1 |
| 0,9 | - | 2,6 | 1,6 | 1,4 | |
| 0,8 | - | 3,0 | 1,8 | 1,5 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,1 | 2,5 | |
| Номер ИК | cosj | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %, при доверительной вероятности равной 0,95 | |||
| 52% | 55% | 520% | 5100% | ||
| < hm | |||||
| 1-10 (ТТ 0,5, ТН 0,5 Счетчик 0,5) | 0,9 | - | 6,1 | 4,0 | 3,5 |
| 0,8 | - | 5,1 | 3,5 | 3,1 | |
| 0,5 | - | 3,3 | 2,5 | 2,4 | |
| Пределы допускаемой погрешности СО | ЕВ, с | ±5 | |||
| Примечания: 1 Характеристики 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 | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 5 до 120 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С - температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +40 от -20 до +40 от -1 до +40 от +10 до +30 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков Меркурий 234: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для RTU-327: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-2: | |
| 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 | 10 |
| 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 |
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. |
| Трансформатор тока | ТЛ-10 | 20 |
| Трансформатор напряжения измерительный | ЗНОЛ.06 | 12 |
| Счетчик электрической энергии статический трехфазный | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R | 10 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327-E1-B04-M04 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| ИВК | ЦСОИ ООО «Г азпром энерго» | 1 |
| ПО | АльфаЦентр | 1 |
| Паспорт-формуляр | МРЭК.411711.102.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП КЦСМ-182-2019 | 1 |
осуществляется по документу МП КЦСМ-182-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Самара» Сергиевское ЛПУ МГ КС-21. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 10.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчик «Меркурий 234» - по документу: «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу: ДЯИМ.466215.007 МП «Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.001 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2015 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 Самара» Сергиевское ЛПУ МГ КС-21», аттестованном ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 г.
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
