Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Москва" Путятинское ЛПУ МГ КС-27 "Павелецкая"
| Номер в ГРСИ РФ: | 83407-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго", г.Оренбург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Путятинское ЛПУ МГ КС-27 «Павелецкая» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 83407-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Москва" Путятинское ЛПУ МГ КС-27 "Павелецкая" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 10.001-2021 |
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 | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 83407-21: Описание типа СИ | Скачать | 389.4 КБ | |
| 83407-21: Методика поверки МП ЭПР-363-2021 | Скачать | 8.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Путятинское ЛПУ МГ КС-27 «Павелецкая» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, автоматизированного 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 тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».
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 КУЭ.
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 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;
- 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 xml-файлов установленного формата для возможности передачи данных от сервера БД на АРМ и во внешние системы.
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы сервера БД и счетчиков, УСВ. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от УСВ. Синхронизация часов сервера БД с УСВ происходит при расхождении более ±1 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 ±1 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 указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Путятинское ЛПУ МГ КС-27 «Павелецкая».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «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
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
ИВК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
РУ-10 кВ 1QE10 ПС 220 кВ Павелецкая, яч.1Е10 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 1250/5 Рег. № 30709-11 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Сервер БД |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
2 |
РУ-10 кВ 1QE20 ПС 220 кВ Павелецкая, яч.1Е20 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 1250/5 Рег. № 30709-11 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |
|
3 |
РУ-10 кВ R1 ПС 220 кВ Павелецкая, яч.9R1 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 1250/5 Рег. № 30709-11 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |
|
4 |
РУ-10 кВ 2QE10 ПС 220 кВ Павелецкая, яч.2Е10 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 1250/5 Рег. № 30709-11 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
РУ-10 кВ 2QE20 ПС 220 кВ Павелецкая, яч.2Е20 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 1250/5 Рег. № 30709-11 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Сервер БД |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
6 |
РУ-10 кВ R3 ПС 220 кВ Павелецкая, яч.9И.2 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 1250/5 Рег. № 30709-11 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |
|
7 |
РУ-10 кВ 3QE10 ПС 220 кВ Павелецкая, яч.3Е10 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 1250/5 Рег. № 30709-11 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |
|
8 |
РУ-10 кВ 3QE20 ПС 220 кВ Павелецкая, яч.3Е20 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 1250/5 Рег. № 30709-11 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |
|
9 |
РУ-10 кВ R3 ПС 220 кВ Павелецкая, яч.9R3 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 1250/5 Рег. № 30709-11 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |
|
10 |
ЗРУ-10 кВ R5 от ПС 220 кВ Павелецкая, яч.2R5, ТСН-1 |
ТПОЛ-10М Кл.т. 0,5S 15/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
ЗРУ-10 кВ R5 от ПС 220 кВ Павелецкая, яч.19R5, ТСН-2 |
ТПОЛ-10М Кл.т. 0,5S 15/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; B; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; B; С |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19 |
ССВ-1Г Рег. № 58301-14 Сервер БД |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
12 |
РУ-0,4 кВ RM170 от ПС 220 кВ Павелецкая, яч.6QF1 |
- |
- |
Меркурий 234 ARTM-02 PBR.G Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
3,4 6,4 | |
|
13 |
РУ-0,4 кВ RM170 от ПС 220 кВ Павелецкая, rn.11QF2 |
- |
- |
Меркурий 234 ARTM-02 PBR.G Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
3,4 6,4 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±5 с | |||||||
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 12, 13 указана для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном;
cos9 = 0,8инд.
4. 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 таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
13 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 12, 13 |
от 5 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 12, 13 |
от 5 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 1 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от 0 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от 0 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
320000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
22000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сут, не менее |
170 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для сервера: 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 сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
27 |
|
Трансформаторы тока проходные |
ТПОЛ-10М |
6 |
|
Трансформаторы напряжения заземленные |
ЗНОЛ.06 |
33 |
|
Счетчики электрической энергии статические |
Меркурий 234 |
13 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 |
|
Сервер БД |
Stratus FT Server 4700 P4700-2S |
1 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
МРЕК.411711.116.ФО-ПС |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Путятинское ЛПУ МГ КС-27 «Павелецкая», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 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
