Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Югорск" Лонг-Юганское ЛПУ МГ (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Югорск" Лонг-Юганское ЛПУ МГ
| Номер в ГРСИ РФ: | 80994-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Лонг-Юганское ЛПУ МГ (далее по тексту - 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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80994-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Югорск" Лонг-Юганское ЛПУ МГ |
| Модель | (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Югорск" Лонг-Юганское ЛПУ МГ |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 19.002-2020 |
Производитель / Заявитель
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр 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
| 80994-21: Описание типа СИ | Скачать | 390.4 КБ | |
| 80994-21: Методика поверки МП 26.51/53/20 | Скачать | 10.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Лонг-Юганское ЛПУ МГ (далее по тексту - 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, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
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) включает в себя сервер баз данных (СБД) типа Stratus FT Server 4700 P4700-2S, сервер синхронизации времени типа ССВ-1Г, автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт», каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 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 мин.;
- средняя на интервале времени 30 мин. активная (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;
- дистанционный доступ к компонентам АИИС.
ИВК осуществляет автоматизированный 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, а также при передаче информации от сервера БД на АРМ, осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в формате 80020, с возможностью заверения на АРМ электронно-цифровой подписью. Информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030.
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;
- 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).
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 для возможности передачи данных от сервера БД на АРМ и во внешние системы.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит сервер синхронизации времени типа ССВ-1Г (далее по тексту - УСВ), ежесекундно синхронизирующий собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
ИВК АИИС КУЭ периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ и при расхождении ±1 с и более, ИВК АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени ИВК на величину более чем ±1 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в которое входит модуль синхронизации времени "AC_Time" с устройствами ГЛОНАСС.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии с ГОСТ Р 8.883-2015. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО____________
|
Идентификационные 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 АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
|
1 |
ПС 110 кВ Лонг-Юган, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.11 |
ТЛП-10 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 30709-11 |
3НОЛ-ЭК-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 47583-11 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
ССВ-1Г, рег. № 58301-14, Stratus FT Server 4700 P4700-2S |
|
2 |
ПС 110 кВ Лонг-Юган, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.55 |
ТЛО-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
3НОЛ-ЭК-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 47583-11 |
A1805RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | |
|
3 |
ПС 110 кВ Лонг-Юган, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.59 |
ТЛО-10 200/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 25433-11 |
3НОЛ-ЭК-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 47583-11 |
A1802RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
4 |
ПС 110 кВ Лонг-Юган, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.12 |
ТЛП-10 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 30709-11 |
3НОЛ-ЭК-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 47583-11 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
|
5 |
ПС 110 кВ Лонг-Юган, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.56 |
ТЛО-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
3НОЛ-ЭК-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 47583-11 |
A1805RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | |
|
6 |
ПС 110 кВ Лонг-Юган, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.60 |
ТЛО-10 200/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 25433-11 |
3НОЛ-ЭК-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 47583-11 |
A1802RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
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 УСВ на аналогичное, утвержденного типа.
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. 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.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
|
1, 3, 4, 6 |
Активная Реактивная |
0,6 1,0 |
1,4 2,4 |
|
2, 5 |
Активная Реактивная |
1,2 1,9 |
3,2 5,5 |
|
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC (SU), (±) 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. 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +10 до +40 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
6 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды, °С |
от 90 до 110 от 100 до 120 0,9 от 49,6 до 50,4 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности: COSф simp |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +40 |
|
- температура окружающей среды для счетчиков, °С Альфа А1800 |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды для сервера ИВК, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчик Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
22000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: Счетчик Альфа А1800: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
180 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
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 ИИК 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 ИВК.
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 |
ТЛП-10 |
6 |
|
ТЛО-10 |
12 | |
|
Трансформатор напряжения |
3НОЛ-ЭК-10 |
12 |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
Альфа А1800 |
6 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 |
|
Сервер ИВК |
Stratus FT Server 4700 P4700-2S |
1 |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 26.51/53/20 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
87570424.425210.088.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Лонг-Юганское ЛПУ МГ, 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
