Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром добыча Уренгой" УГП-6
| Номер в ГРСИ РФ: | 72155-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром добыча Уренгой» УГП-6 (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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72155-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром добыча Уренгой" УГП-6 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 03.002-2018 |
Производитель / Заявитель
Оренбургский филиал ООО "Газпром энерго", г.Оренбург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 72155-18: Описание типа СИ | Скачать | 98.7 КБ | |
| 72155-18: Методика поверки МП КЦСМ-152-2018 | Скачать | 666.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-6 (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.
Описание
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-npueMHUKa 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.
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 «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 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ/ Сервер | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
|
1 |
ПС 110 кВ Буран, ЗРУ-6 кВ, 1СШ |
А С |
ТОЛ-10 Кл.т 0,2S 300/5 |
А В С |
НАМИ-10(1) Кл.т 0,2 6000/100 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
6 кВ, яч. 3 |
Рег. № 38395-08 |
Рег. № 20186-05 | |||||
|
2 |
ПС 110 кВ Буран, ЗРУ-6 кВ, 1СШ |
А С |
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 150/5 |
А В С |
НАМИ-10(1) Кл.т 0,2 6000/100 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
6 кВ, яч. 11 |
Рег. № 1856-63 |
Рег. № 20186-05 | |||||
|
3 |
ПС 110 кВ Буран, ЗРУ-6 кВ, 1СШ |
А С |
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 300/5 |
А В С |
НАМИ-10(1) Кл.т 0,2 6000/100 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
6 кВ, яч. 13 |
Рег. № 1856-63 |
Рег. № 20186-05 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 | ||||
|
4 |
ПС 110 кВ Буран, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, |
А С |
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 200/5 |
А В С |
НАМИ-10(1) Кл.т 0,2 6000/100 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
яч.17 |
Рег. № 1856-63 |
Рег. № 20186-05 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 | ||||
|
5 |
ПС 110 кВ Буран, ЗРУ-6 кВ, 2СШ |
А С |
ТЛО-10 Кл.т 0,2S 300/5 |
А В С |
НАМИ-10(2) Кл.т 0,2 6000/100 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
6 кВ, яч. 10 |
Рег. № 25433-08 |
Рег. № 20186-05 |
Сервер Stratus FT Server 4700 P4700-2S | ||||
|
6 |
ПС 110 кВ Буран, ЗРУ-6 кВ, 2СШ |
А С |
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 300/5 |
А В С |
НАМИ-10(2) Кл.т 0,2 6000/100 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
6 кВ, яч. 12 |
Рег. № 1856-63 |
Рег. № 20186-05 | |||||
|
7 |
ПС 110 кВ Буран, ЗРУ-6 кВ, 2СШ |
А С |
ТВЛМ-10 Кл.т 0, 5 100/5 |
А В С |
НАМИ-10(2) Кл.т 0,2 6000/100 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
6 кВ, яч. 14 |
Рег. № 1856-63 |
Рег. № 20186-05 | |||||
|
8 |
ПС 110 кВ Буран, ЗРУ-6 кВ, 2СШ |
А С |
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 100/5 |
А В С |
НАМИ-10(2) Кл.т 0,2 6000/100 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
6 кВ, яч. 16 |
Рег. № 1856-63 |
Рег. № 20186-05 | |||||
|
9 |
ПС 110 кВ Буран, ЗРУ-6 кВ, 2СШ |
А С |
ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 100/5 |
А В С |
НАМИ-10(2) Кл.т 0,2 6000/100 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
6 кВ, яч. 22 |
Рег. № 1856-63 |
Рег. № 20186-05 | |||||
Примечания:
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
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
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 ( ) - Указанный трансформатор напряжения подключен к каналов №№ 5-9. |
пяти счетчикам измерительных | |||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности, (±5), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
|
1, 5 |
Активная Реактивная |
0,8 1,4 |
2,4 6,5 |
|
2-4, 6-9 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
3,4 5,7 |
|
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 - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosф |
от 90 до 110 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от 1 (5) до 120 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения |
0,5 инд до 0,8 емк |
|
электросчетчиков, °С |
от -45 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С |
от -10 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения ИВК, |
от -1 до +40 |
|
°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 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
для УССВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
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 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.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
2 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТЛО-10 |
2 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
14 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
EA05RL-P1B-4 |
9 |
|
УСПД |
RTU-327 |
1 |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
2 |
|
Сервер |
Сервер Stratus FT Server 4700 P4700-2S |
1 |
|
ПО |
АльфаЦентр |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
МРЭК.411711.053.03-002.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
МП КЦСМ-152-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-152-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-6. 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.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
