Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Алмазное ЛПУ МГ ПС Романовка
| Номер в ГРСИ РФ: | 75854-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Чайковский» Алмазное ЛПУ МГ ПС Романовка (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ООО «Газпром трансгаз Чайковский», 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 | 75854-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Алмазное ЛПУ МГ ПС Романовка |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 18.002-2019 |
Производитель / Заявитель
ООО "Газпром энерго" Инженерно-технический центр, г.Оренбург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 75854-19: Описание типа СИ | Скачать | 98.9 КБ | |
| 75854-19: Методика поверки МП КЦСМ-167-2019 | Скачать | 7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Алмазное ЛПУ МГ ПС Романовка (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ООО «Газпром трансгаз Чайковский», 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. Количество измерительных каналов 11.
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, 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 «Газпром 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 посредством 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-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. 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.
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 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) АИИС КУЭ 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/УСС В/Сервер | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
|
1 |
ПС 110 кВ Романовка, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 7 |
А С |
ТОЛ-10УТ2 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 6009-77 |
А В С |
НАМИ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
2 |
ПС 110 кВ Романовка, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 19 |
А С |
ТОЛ-10УТ2 200/5 Кл.т 0,5 Рег. № 6009-77 |
А В С |
НАМИ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
3 |
ПС 110 кВ Романовка, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 29 |
А С |
ТОЛ-10УТ2 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 6009-77 |
А В С |
НАМИ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
4 |
ПС 110 кВ Романовка, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 31 |
А С |
ТОЛ-10УТ2 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 6009-77 |
А В С |
НАМИ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
|
5 |
ПС 110 кВ Романовка, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 33 |
А С |
ТОЛ-10УТ2 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 6009-77 |
А В С |
НАМИ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УССВ-16HVS ЦСОИ |
|
6 |
ПС 110 кВ Романовка, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 4 |
А С |
ТОЛ-10УТ2 200/5 Кл.т 0,5 Рег. № 6009-77 |
А В С |
НАМИ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
7 |
ПС 110 кВ Романовка, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 18 |
А С |
ТОЛ-10УТ2 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 6009-77 |
А В С |
НАМИ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
8 |
ПС 110 кВ Романовка, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 20 |
А С |
ТОЛ-10УТ2 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 6009-77 |
А В С |
НАМИ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
9 |
ПС 110 кВ Романовка, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 24 |
А С |
ТОЛ-10УТ2 300/5 Кл.т 0,5 Рег. № 6009-77 |
А В С |
НАМИ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
|
ПС 110 кВ Ро- |
А |
ТОЛ-10УТ2 |
А В С |
НАМИ-10 (2) |
СЭТ- | ||
|
10 |
мановка, ЗРУ-10 |
300/5 |
10000/100 |
4ТМ.03М.01 | |||
|
кВ, 2 СШ 10 кВ, |
С |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,2 |
Кл. т. 0,5S/1,0 |
RTU-325L | ||
|
яч. 26 |
Рег. № 6009-77 |
Рег. № 11094-87 |
Рег. № 36697-08 |
Рег. № 37288-08 | |||
|
ПС 110 кВ Ро- |
А |
ТОЛ-10УТ2 |
А В С |
НАМИ-10 (2) |
СЭТ- |
УССВ-16HVS | |
|
11 |
мановка, ЗРУ-10 |
300/5 |
10000/100 |
4ТМ.03М.01 | |||
|
кВ, 2 СШ 10 кВ, |
Кл.т 0,5 |
Кл.т 0,2 |
Кл. т. 0,5S/1,0 |
ЦСОИ | |||
|
яч. 28 |
С |
Рег. № 6009-77 |
Рег. № 11094-87 |
Рег. № 36697-08 | |||
Примечания:
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 пяти счетчикам измерительных каналов № 1-5.
5 (2) - Указанный трансформатор напряжения подключен к шести счетчикам измерительных каналов № 6-11.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±5), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
|
1-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,4 |
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. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
11 |
|
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, cosф - 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 Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч для RTU-325L: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч для УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
от 90 до 110 от 1 (5) до 120 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +40 от -10 до +40 от -1 до +40 от +10 до +30 50000 2 35000 24 35000 2 50000 1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики СЭТ-4ТМ.03М: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее У СПД RTU-325L: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 5 45 3 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.
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. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10УТ2 |
22 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
11 |
|
УСПД |
RTU-325L |
1 |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-16HVS |
1 |
|
ИВК |
ЦСОИ ООО «Газпром энерго» |
1 |
|
ПО |
АльфаЦентр |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
АУВП.411711.124.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
МП КЦСМ-167-2019 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-167-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Алмазное ЛПУ МГ ПС Романовка. 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 СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Методика поверки», согласованному с руководителем ГЦСИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 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.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Алмазное ЛПУ МГПС Романовка. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 13/RA.RU.312287/2019.
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
