Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Томск" Томское ЛПУ МГ КС "Парабель"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 82984-21
Производитель / заявитель: Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Томск" Томское ЛПУ МГ КС "Парабель" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Томск» Томское ЛПУ МГ КС «Парабель» (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.

Скачать

82984-21: Описание типа СИ Скачать 423.8 КБ
82984-21: Методика поверки МП-359-RA.RU.310556-2021 Скачать 4.3 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 82984-21
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Томск" Томское ЛПУ МГ КС "Парабель"
Модель
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 16.004-2021
Производитель / Заявитель

Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург

РОССИЯ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Томск» Томское ЛПУ МГ КС «Парабель» (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, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ состоит из двух 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 (ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя специализированное программное обеспечение «АльфаТ ЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».

ИИК, 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.

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 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 ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:

-    посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;

-    посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;

-    информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030.

Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД

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 для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;

-посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и/или АРМ (основной канал);

-посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и/или АРМ (резервный канал).

В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа ССВ-1Г. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени

происходит при расхождении более чем на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов Сервера БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов Сервера БД ±2 с.

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.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.

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 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

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

ИВК

1

ПС 110/10 кВ "Парабель", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.3 Ввод №1

ТЛШ10 Кл.т. 0,5 Ктт=1500/5 Рег. № 11077-89

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 20186-00

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

1-1

U о [г 1- 3 m £ § В5

С

С№

Р

2

ПС 110/10 кВ "Парабель", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.23, ТСН-1

ТОЛ 10-1 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 15128-03

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-00

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

3

ПС 110/10 кВ "Парабель", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.4 Ввод №2

ТЛШ10 Кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 11077-89

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-00

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

4

ПС 110/10 кВ "Парабель", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.14, ТСН-2

ТОЛ 10-1 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 15128-03

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-00

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

5

ПС 110/10 кВ "Парабель",

ТЛО-10

НАМИТ-10

A1802RAL-

ЗРУ-10 кВ, 3СШ 10 кВ,

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

P4GB-DW-4

яч.305, Узел учета газа

Ктт = 50/5

Ктн = 10000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

Рег. № 16687-07

Рег. № 31857-06

25433-08

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 сервера БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО) и сервера синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.

3.    Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

4.    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения

ИК

№№

cos ф

Ь< I изм<! 5

Ь< I изм<! 20

I20< I изм<! 100

I100< I изм <! 120

5wqA %

W

о

P

%

О4

W

о

a

%

о4

5wqP %

W

о

А

%

о4

5wqP %

W

о

А

%

о4

W

о

P

%

О4

1, 2, 3, 4

0,50

-

-

±5,4

±2,7

±2,9

±1,5

±2,2

±1,2

0,80

-

-

±2,9

±4,4

±1,6

±2,4

±1,2

±1,9

0,87

-

-

±2,5

±5,5

±1,4

±3,0

±1,1

±2,2

1,00

-

-

±1,8

-

±1,1

-

±0,9

-

5

0,50

±4,8

±2,4

±3,0

±1,8

±2,2

±1,2

±2,2

±1,2

0,80

±2,6

±4,0

±1,7

±2,6

±1,2

±1,9

±1,2

±1,9

0,87

±2,2

±4,9

±1,5

±3,1

±1,1

±2,2

±1,1

±2,2

1,00

±1,6

-

±1,1

-

±0,9

-

±0,9

-

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

ИК

№№

cos ф

Ь< I изм<! 5

Ь< I изм<! 20

I20< I изм<! 100

I100< I изм <I 120

5wA %

5wp %

5wA %

5wp %

5wA %

5wp %

5wA %

5wp %

1, 2, 3, 4

0,50

-

-

±5,4

±3,0

±3,0

±2,0

±2,3

±1,8

0,80

-

-

±2,9

±4,6

±1,7

±2,8

±1,4

±2,3

0,87

-

-

±2,6

±5,6

±1,5

±3,3

±1,2

±2,6

1,00

-

-

±1,8

-

±1,1

-

±0,9

-

5

0,50

±4,8

±2,8

±3,0

±2,2

±2,3

±1,8

±2,3

±1,8

0,80

±2,6

±4,2

±1,8

±2,9

±1,4

±2,3

±1,4

±2,3

0,87

±2,3

±5,0

±1,6

±3,4

±1,2

±2,6

±1,2

±2,6

1,00

±1,7

-

±1,1

-

±0,9

-

±0,9

-

Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±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;

1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;

5wqA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;

8wоР - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;

5wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;

5wp - 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

5

Нормальные условия:

-    ток, % от 1ном

-    напряжение, % от ^ом

-    коэффициент мощности cos ф 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 1ном

-    напряжение, % от ином

-    коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C:

-    для ТТ и ТН

-    для счетчиков

-    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 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 сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АУВП.411711.087.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»

ООО «Газпром трансгаз Томск» Томское ЛПУ МГ КС «Парабель». Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТЛШ10

6

Трансформаторы тока

ТЛО-10

3

Трансформаторы тока

ТОЛ 10-1

6

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ- 10-95УХЛ2

2

Счетчики

A1802RALQ-P4GB-DW-4

4

Счетчики

A1802RAL-P4GB-DW-4

1

ПО ИВК

АльфаЦЕНТР

1

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

1

Сервер БД

Stratus FT Server 4700 P4700-2S

1

1

2

3

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Томск" Томское ЛПУ МГ КС "Парабель". Формуляр

АУВП.411711.087.ФО

1

ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Томск" Томское ЛПУ МГ КС "Парабель". Методика поверки

МП-359-RA.RU.310556-2021

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Томск» Томское ЛПУ МГ КС «Парабель». Методика измерений аттестована Западно -Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Томск» Томское ЛПУ МГ КС «Парабель»

ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
82985-21
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Таксимо
Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Таксимо (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пере...
Default ALL-Pribors Device Photo
82983-21
Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 на ПСП "Похвистнево" АО "Оренбургнефть"
Акционерное общество "Нефтеавтоматика" (АО "Нефтеавтоматика"), Республика Башкортостан, г. Уфа
Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 на ПСП «Похвистнево» АО «Оренбургнефть» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти.
Default ALL-Pribors Device Photo
82986-21
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ ЗСМК
Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ ЗСМК (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передач...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Сибирь» по ЛПДС «Чепурского» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэн...
Default ALL-Pribors Device Photo
82987-21
РТС-5000 Резервуары горизонтальные стальные (траншейные)
Федеральное государственное казенное учреждение комбинат "Взморье" Управления Федерального агентства по государственным резервам по Дальневосточному федеральному округу (ФГКУ комбинат "Взморье" Росрезерва), Приморский край, Шкотовский р-н, с. Анисимовка
Резервуары горизонтальные стальные (траншейные) РТС-5000 (далее по тексту -резервуары) предназначены для измерений объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.