Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Екатеринбург" Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 "Домбаровка"
| Номер в ГРСИ РФ: | 78300-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Екатеринбург» Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 «Домбаровка» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 78300-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Екатеринбург" Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 "Домбаровка" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 07.001-2020 |
Производитель / Заявитель
ИТЦ ООО "Газпром энерго", г.Оренбург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 78300-20: Описание типа СИ | Скачать | 107.6 КБ | |
| 78300-20: Методика поверки МП КЦСМ-191-2020 | Скачать | 8.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 «Домбаровка» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из двух 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-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. №) 44595-10. 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 с. 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 сервер ООО «Газпром энерго», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
В случае сбоя работы основного канала связи сервер ООО «Газпром энерго» производит опрос счетчиков 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 часы ЦСОИ и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени 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.
Журналы событий счетчика электроэнергии, 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 таблице 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 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ | |||
|
1 |
ПС 110 кВ КС15, ЗРУ-6 кВ, 1 |
A B |
ТЛШ-10 2000/5 |
A B C |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-00 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G | |
|
СШ 6 кВ, яч.17, |
Кл.т 0,2S |
Кл. т. 0,2S/0,5 | |||||
|
Ввод № 1 6 кВ |
C |
Рег. № 11077-03 |
Рег. № 48266-11 | ||||
|
2 |
ПС 110 кВ КС15, ЗРУ-6 кВ, 2 |
A B |
ТЛШ-10 2000/5 |
A B C |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-00 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G | |
|
СШ 6кВ, яч.16, |
— |
Кл.т 0,2S |
Кл. т. 0,2S/0,5 | ||||
|
Ввод №2 6 кВ |
C |
Рег. № 11077-03 |
Рег. № 48266-11 |
ССВ-1Г Рег. № 58301-14 | |||
|
3 |
ПС 110 кВ КС15, ЗРУ-6 кВ, 3 |
A B |
ТЛШ-10 2000/5 |
A B C |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-00 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G | |
|
СШ 6 кВ, яч. 45, |
— |
Кл.т 0,2S |
Кл. т. 0,2S/0,5 | ||||
|
Ввод №3 6 кВ |
C |
Рег. № 11077-03 |
Рег. № 48266-11 | ||||
|
4 |
ПС 110 кВ КС15, ЗРУ-6 кВ, 4 |
A |
ТЛШ-10 2000/5 |
A B C |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-00 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G | |
|
СШ 6 кВ, яч.34, |
B |
Кл.т 0,2S |
Кл. т. 0,2S/0,5 | ||||
|
Ввод №4 6 кВ |
C |
Рег. № 11077-03 |
Рег. № 48266-11 | ||||
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 3, метрологических характеристик.
2 Допускается замена 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.
Таблица 3 — Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cos9 |
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% | ||
|
4% А™ < |
4% Аши < 4оИ |
< 4оофь |
4й0й — А«зи < А.2СЖ | ||
|
1-4 (ТТ 0,2S, ТН 0,5 Счетчик 0,2S) |
1,0 |
1,1 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,9 |
1,3 |
0,9 |
0,8 |
0,8 | |
|
0,8 |
1,4 |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
2,3 |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
Номер ИК |
cos9 |
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% | ||
|
4% — ^изи 4^ |
4% — 4зи |
— А™ 4овфь |
4оО№ — 4зи 4зО№ | ||
|
1-4 (ТТ 0,2S, ТН 0,5 Счетчик 0,5) |
0,9 |
2,5 |
1,9 |
1,5 |
1,5 |
|
0,8 |
2,1 |
1,6 |
1,3 |
1,3 | |
|
0,5 |
1,6 |
1,1 |
1,0 |
1,0 | |
|
Номер ИК |
cos9 |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5) %, при доверительной вероятности равной 0,95 | |||
|
52% |
55% |
520% |
5100% | ||
|
4% — нзи < 4и |
4% — Аши < 4о% |
4(1ф6 — Аши < 4оВфЬ |
4оо% — А™ < 4аа% | ||
|
1-4 (ТТ 0,2S, ТН 0,5 Счетчик 0,2S) |
1,0 |
1,3 |
1,0 |
0,9 |
0,9 |
|
0,9 |
1,5 |
1,1 |
1,0 |
1,0 | |
|
0,8 |
1,6 |
1,2 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
2,4 |
1,8 |
1,6 |
1,6 | |
|
Номер ИК |
cos9 |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5) %, при доверительной вероятности равной 0,95 | |||
|
52% |
55% |
520% |
5100% | ||
|
4% — нзи < 4и |
4% — Аши < 4о% |
4(1ф6 — А«зп < 4оВфЬ |
4оо% — А™ < 4аа% | ||
|
1-4 (ТТ 0,2S, ТН 0,5 Счетчик 0,5) |
0,9 |
2,9 |
2,5 |
2,2 |
2,2 |
|
0,8 |
2,6 |
2,2 |
2,0 |
2,0 | |
|
0,5 |
2,1 |
1,7 |
1,7 |
1,7 | |
|
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 |
|
Количество ИК |
4 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cosф |
0,5 инд до 0,8 емк |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С |
от +5 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
для ССВ-1Г: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
22000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
170 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- 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.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- 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. |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ-10 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 |
4 |
|
Счетчик электрической энергии статический трехфазный |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G |
4 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 |
|
ИВК |
ЦСОИ ООО «Газпром энерго» |
1 |
|
ПО |
АльфаЦентр |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
87570424.411711.091.01.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
МП КЦСМ-191-2020 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-191-2020 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 «Домбаровка». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 21.02.2020 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчик Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G - по документу «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- ССВ-1Г - по документу ЛЖАР.468150.004-01 МП «Инструкция. Серверы
синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», утвержденному первым заместителем генерального директора - заместителем по научной работе ФГУП «ВНИИФТРИ» в мае 2014 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 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 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 «Домбаровка», аттестованном ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 г.
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
