|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" Смоленское ЛПУ МГ КС-3 "Смоленская" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ИТЦ ООО "Газпром энерго", г.Оренбург |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 13.001-2019 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ КС-3 «Смоленская» (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.
|
| Описание | 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места оператора, программное обеспечение (ПО) и технические средства приема-передачи данных;
3-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, ИВКЭ, 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 30 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
хранение результатов измерений в базе данных;
передачу результатов измерений в ИВК.
синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках;
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 и УСПД;
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 УСПД;
посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от УСПД 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, УСПД и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа. Синхронизация часов ЦСОИ с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 с.
УСПД получает шкалу времени от приемника сигналов GPS/ГЛОНАСС УСВ-3.УСВ-3 осуществляет прием и обработку сигналов GPS/ГЛОНАСС, по которым осуществляет постоянную синхронизацию собственных часов со шкалой времени UTC(SU) и часов УСПД с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. Синхронизация часов УСПД с УСВ-3 происходит при расхождении более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков УСПД определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по ±2 с (параметр настраиваемый), то формирует команду синхронизации.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ЦСОИ отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ).
|
| Программное обеспечение | 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 |
|
| Метрологические и технические характеристики | 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 | УСПД/УССВ/
Сервер | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ПС 110кВ КС-3-1, ЗРУ-1 10 кВ,
1 СШ 10 кВ, яч.1 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | УСПД RTU-325
Рег. № 37288-08;
УСВ-3
Рег. № 64242-16;
ЦСОИ |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 2 | ПС 110кВ КС-3-1, ЗРУ-1 10 кВ,
2 СШ 10 кВ, яч.4 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | УСПД
RTU-325
Рег. № 37288-08;
УСВ-3
Рег. № 64242-16;
ЦСОИ | | 3 | ПС 110кВ КС-3-1, ЗРУ-1 10 кВ,
3 СШ 10 кВ яч.37 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | | 4 | ПС 110кВ КС-3-1, ЗРУ-1 10 кВ,
4 СШ 10 кВ, яч.34 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | | 5 | ПС 110кВ КС-3-1, ЗРУ-2 10 кВ,
5 СШ 10 кВ, яч.47 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | | 6 | ПС 110кВ КС-3-1, ЗРУ-2 10 кВ, 6 СШ 10 кВ, яч.44 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | | 7 | ПС 110кВ КС-3-1, ЗРУ-2 10 кВ,
7 СШ 10 кВ, яч.71 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | | 8 | ПС 110кВ КС-3-1, ЗРУ-2 10 кВ,
8 СШ 10 кВ, яч.62 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | | 9 | ПС 110кВ КС-3-2, ЗРУ-3 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.36 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | | 10 | ПС 110кВ КС-3-2, ЗРУ-3 10 кВ,
1 СШ 10 кВ, яч.28 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 200/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 |
Окончание таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 11 | ПС 110кВ КС-3-2, ЗРУ-3 10 кВ,
2 СШ 10 кВ, яч.6 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | УСПД RTU-325 Рег. № 37288-08;
УСВ-3
Рег. № 64242-16;
ЦСОИ | | 12 | ПС 110кВ КС-3-2, ЗРУ-3 10 кВ,
3 СШ 10 кВ, яч.25 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | | 13 | ПС 110кВ КС-3-2, ЗРУ-3 10 кВ,
4 СШ 10 кВ, яч.17 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | | 14 | ПС 110кВ КС-3-2, ЗРУ-3 10 кВ,
4 СШ 10 кВ, яч.13 | ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 200/5
Рег. № 25433-03 | VR
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | | 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 УСПД и 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 ( | I2≤ I изм | I5≤ I изм | I20≤ I изм | I100≤ I изм ≤I 120 | | 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 | 0,50 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,4 | ±1,0 |
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos ( | I2≤ I изм | I5≤ I изм | I20≤ I изм | I100≤ I изм ≤I 120 | | 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 | 0,50 | ±2,2 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,7 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с |
Примечание:
I2 – сила тока 2% относительно номинального тока ТТ;
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;
Iизм – силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
δWоA – доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
δWоР – доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
δWA – доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
δWP – 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 | | Количество измерительных каналов | 14 | | Нормальные условия:
ток, % от Iном
напряжение, % от Uном
коэффициент мощности cos (
температура окружающего воздуха для счетчиков, (С: | от (2)5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25 | | Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
ток, % от Iном
напряжение, % от Uном
коэффициент мощности cos (
температура окружающего воздуха, °C:
для ТТ и ТН
для счетчиков и УСПД
для сервера | от (2)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 ИВКЭ и 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 УСПД;
установка пароля на ЦСОИ.
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 42 | | Трансформаторы напряжения | VR | 36 | | Счетчики | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R | 14 |
Окончание таблицы 6
| 1 | 2 | 3 | | УСПД | RTU-325 | 1 | | ИВК | АльфаЦЕНТР | 1 | | СОЕВ | УСВ-3 | 1 | | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ КС-3 «Смоленская». Формуляр | АУВП.411711.041.ФО | 1 | | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ КС-3 «Смоленская». Методика поверки | МП-221-RA.RU.310556-2019 | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП-221-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ КС-3 «Смоленская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 12.08.2019 г.
Основные средства поверки:
- 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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ КС-3 «Смоленская»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» (Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)
ИНН 7736186950
Адрес: 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295
Телефон: +7 (3532) 687-124, факс: +7 (3532) 687-127
Е-mail: info@of.energo.gazprom.ru
|
| Испытательный центр | Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно - исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
| |
