| Номер в госреестре | 80722-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Москва" Тульское ЛПУ МГ КС-9 |
| Изготовитель | Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург |
| Год регистрации | 2020 |
| 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 Москва» Тульское ЛПУ МГ КС-9 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из трех уровней:
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 (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема -передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - центр сбора и обработки информации ООО «Газпром энерго» (далее - ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10). ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 3 0 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно -цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для передачи данных от счетчиков до ИВК;
- посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от уровня ИИК до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы ЦСОИ, счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа ССВ -1Г. Синхронизация часов ЦСОИ с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов ЦСОИ осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов ЦСОИ ±1 с.
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 таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ КС-9 №096, ЗРУ-6 кВ №1, 1 СШ 6 кВ, яч.15 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 7069-07 | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3:/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ССВ-1Г Рег. № 5830114; ЦСОИ |
| 2 | ПС 110 кВ КС-9 №096, ЗРУ-6 кВ №1, 1 СШ 6 кВ, яч.21 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1261-59 | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3:/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
| 3 | ПС 110 кВ КС-9 №096, ЗРУ-6 кВ №1, 1 СШ 6 кВ, яч.9 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,2 Ктт = 600/5 Рег. № 7069-07 | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3:/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
| 4 | ПС 110 кВ КС-9 №096, ЗРУ-6 кВ №1, 2 СШ 6 кВ, яч.4 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 7069-07 | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3:/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ПС 110 кВ КС-9 №096, ЗРУ-6 кВ №1, 2 СШ 6 кВ, яч.10 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1261-59 | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3:/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЦСОИ, ССВ-1Г Рег. № 58301-14 |
| 6 | ПС 110 кВ КС-9 №096, ЗРУ-6 кВ №1, 2 СШ 6 кВ, яч.16 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2 Ктт = 600/5 Рег. № 32139-11 | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3:/100/V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии -владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
| ИК №№ | cos ф | I5< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <I 120 | |||
| 5W(>A % | о о P % О4 | 5wcA % | 5wcP % | о о A % о4 | 5wcP % | ||
| 3, 6 | 0,50 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,4 | ±1,0 |
| 0,80 | ±1,5 | ±2,1 | ±1,0 | ±1,4 | ±0,9 | ±1,3 | |
| 0,87 | ±1,3 | ±2,5 | ±0,9 | ±1,7 | ±0,8 | ±1,5 | |
| 1,00 | ±1,1 | - | ±0,8 | - | ±0,7 | - | |
| 4 | 0,50 | ±5,4 | ±2,7 | ±2,9 | ±1,5 | ±2,2 | ±1,2 |
| 0,80 | ±2,9 | ±4,4 | ±1,6 | ±2,4 | ±1,2 | ±1,9 | |
| 0,87 | ±2,5 | ±5,5 | ±1,4 | ±3,0 | ±1,1 | ±2,2 | |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,1 | - | ±0,9 | - | |
| 1, 2, 5 | 0,50 | ±5,5 | ±3,0 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,80 | ±3,0 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,4 | ±2,1 | |
| 0,87 | ±2,7 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,1 | ±1,2 | ±2,4 | |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,2 | - | ±1,0 | - | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos ф | Ь< I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <I 120 | |||
| 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % | ||
| 3, 6 | 0,50 | ±2,4 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,7 |
| 0,80 | ±1,6 | ±2,5 | ±1,1 | ±2,0 | ±1,1 | ±1,9 | |
| 0,87 | ±1,5 | ±2,8 | ±1,1 | ±2,2 | ±1,0 | ±2,1 | |
| 1,00 | ±1,1 | - | ±0,8 | - | ±0,8 | - | |
| 4 | 0,50 | ±5,4 | ±3,0 | ±3,0 | ±2,0 | ±2,3 | ±1,8 |
| 0,80 | ±2,9 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,8 | ±1,4 | ±2,3 | |
| 0,87 | ±2,6 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,3 | ±1,2 | ±2,6 | |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,1 | - | ±0,9 | - | |
| 1, 2, 5 | 0,50 | ±5,7 | ±4,0 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,6 | ±3,1 |
| 0,80 | ±3,3 | ±5,3 | ±2,2 | ±3,7 | ±1,9 | ±3,4 | |
| 0,87 | ±3,0 | ±6,2 | ±2,0 | ±4,1 | ±1,8 | ±3,6 | |
| 1,00 | ±2,0 | - | ±1,4 | - | ±1,3 | - | |
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечание:
I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
!изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
5wcA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
5Wop - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
5wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
5wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: | от 5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25 |
| 1 | 2 |
| Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера | от 5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
| Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | Автоматическое |
| Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов | Автоматическое |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 100 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервный сервер с установленным специализированным ПО;
- резервирование каналов связи между уровнями ИВК и между ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
-счётчика, с фиксированием событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- ИВК, с фиксированием событий:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на ЦСОИ.
наносится на титульный лист формуляра МРЕК.411711.046.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Тульское ЛПУ МГ КС -9. Формуляр».
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ Наименование Трансформаторы тока Трансформаторы тока Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Счетчики Счетчики ИВК
Обозначение
ТПОЛ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-10
ЗНОЛ.06
СЭТ-4ТМ.03.01
СЭТ-4ТМ.03М
АльфаЦЕНТР
ССВ-1Г
МРЕК.411711.046.ФО
Количество, шт.
5 3 9
6 3 3 1 1 1
Сервер синхронизации времени Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Москва" Тульское ЛПУ МГ КС-9. Формуляр ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Москва" Тульское ЛПУ МГ КС-9. Методика поверки
МП-264- 1
RA.RU.310556-2020
осуществляется по документу МП -264-RA.RU.310556-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Тульское ЛПУ МГ КС -9. Методика поверки», утвержденному Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» 11.09.2020 г. Основные средства поверки:
- для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- для ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465 -
14);
- для поверки измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Тульское ЛПУ МГ КС-9» Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Тульское ЛПУ МГ КС-9
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
