Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Самара" Северное ЛПУ МГ КС-7

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 86122-22
Производитель / заявитель: Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Самара" Северное ЛПУ МГ КС-7 поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Самара» Северное ЛПУ МГ КС-7 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Скачать

86122-22: Описание типа СИ Скачать 377.2 КБ
86122-22: Методика поверки Скачать 10.9 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 86122-22
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Самара" Северное ЛПУ МГ КС-7
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Срок свидетельства (Или заводской номер) 12.003-2022
Производитель / Заявитель

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Самара» Северное ЛПУ МГ КС-7 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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), включающий в себя сервер баз данных (СБД), сервер синхронизации времени, 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 СБД 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 ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:

-    посредством локальной вычислительной сети для передачи данных от СБД на АРМ;

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

-    посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от СБД 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 СБД.

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 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 сервер синхронизации времени, часы СБД и счетчиков. СБД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени. Синхронизация часов СБД с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов СБД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов СБД ±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 АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер 12.003-2022 установлен в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню — «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные ПО

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

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

р

е

оК

к к

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

1

2

3

4

5

6

1

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.4

ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

ССВ-1Г, рег. № 58301-14, Stratus FT Server 4700 P4700-2S

2

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.5

ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

3

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.6

ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

4

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.11

ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

5

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.13

ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

6

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.18

ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

7

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.23

ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

8

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.25

ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

9

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.26

ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

10

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 3СШ 10 кВ, яч.29

ТЛК10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 9143-83

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

11

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 3СШ 10 кВ, яч.30

ТЛК10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 9143-83

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

1

2

3

4

5

6

12

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 3СШ 10 кВ, яч.31

ТЛК10 50/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 9143-83

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

ССВ-1Г, рег. № 58301-14, Stratus FT Server 4700 P4700-2S

13

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 3СШ 10 кВ, яч.32

ТЛК10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 9143-83

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

14

ПС 35/10 кВ КС-7, ЗРУ-10 кВ, 3СШ 10 кВ, яч.33

ТЛК10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 9143-83

НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

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 таблице 3 метрологических характеристик.

2.    Допускается замена УСВ на аналогичные, утвержденных типов.

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 ИК АИИС КУЭ

Номера ИК

Вид

электроэнергии

Границы основной погрешности (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %

1-14

Активная

Реактивная

1,2

1,9

3,1

5,6

Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), 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

5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °С до +40 °С.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

14

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ^ом

от 98 до 102

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,9

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ^ом

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 5 до 120

- коэффициент мощности:

cos9

от 0,5 до 1,0

БШф

от 0,5 до 0,87

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С

от -40 до +40

температура окружающей среды для счетчиков, °С

от -40 до +40

температура окружающей среды для СБД, °С

от +10 до +30

атмосферное давление, кПа

от 80,0 до 106,7

относительная влажность, %, не более

98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

не более

72

ССВ-1Г:

- коэффициент готовности, не менее

0,95

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

не более

24

СБД:

- коэффициент готовности, не менее

0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

не более

1

Глубина хранения информации: Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

5

СБД:

- 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: счетчика, 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.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    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 СБД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

14

Трансформатор тока

ТЛМ-10

18

ТЛК10

10

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

3

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

1

Сервер баз данных (СБД)

Stratus FT Server 4700 P4700-2S

1

Документация

Паспорт-формуляр

МРЕК.411711.134.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 Самара» Северное ЛПУ МГ КС-7, МВИ 26.51/143/22, аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;

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

Правообладатель

Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» (Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)

ИНН 7736186950

Адрес: 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295 Телефон: +7 (3532) 687-128 Факс: +7 (3532) 687-127 Е-mail: info@of.energo.gazprom.ru

Смотрите также

86123-22
РГС-80 Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Акционерное общество "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е. Крюкова" (АО "НЗРМК им. Н.Е. Крюкова"), Кемеровская область - Кузбасс, г. Новокузнецк
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-80 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Default ALL-Pribors Device Photo
86121-22
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Самара" Тольяттинское ЛПУ
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Самара» Тольяттинское ЛПУ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрическ...
Преобразователи измерительные цифровые SICAM T 7KG9661 (далее - преобразователи) предназначены для измерения электрических параметров в однофазных, трехфазных трехпроводных и трехфазных четырехпроводных электрических сетях переменного тока, преобразо...
Default ALL-Pribors Device Photo
86120-22
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Самара" Сергиевское ЛПУ
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Самара» Сергиевское ЛПУ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической...
Измеритель электрических величин SICAM Р 7KG7750 (далее - измеритель) предназначен для измерения и регистрации основных параметров однофазных двухпроводных, трехфазных трёх- и четырёхпроводных электрических цепей с номинальной частотой 50 Гц и 60 Гц....