Номер по Госреестру СИ: 76937-19
76937-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром добыча Уренгой" УГП-3
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-3 (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.
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 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 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист формуляра МРЕК.411711.053.2.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-3. Формуляр».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой » УГП-3» Свидетельство об аттестации методики измерений № 480-RA.RU.311735-2019 от 12.08.2019 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-3
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП-216-КА^и.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-3. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 12.08.2019 г.
Основные средства поверки:
-
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
-
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- для поверки измерительных компонентов , входящих в состав АИИС КУЭ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Изготовитель
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) 687-126
Факс: +7 (3532) 687-127
Е-mail: info@of.energo.gazprom.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из трех 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места оператора, программное обеспечение (ПО) и технические средства приема-передачи данных;
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - центр сбора и обработки информации ООО «Газпром энерго» (далее - ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10). ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВКЭ, 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.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
-
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
-
- хранение результатов измерений в базе данных;
-
- передачу результатов измерений в ИВК.
-
- синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках;
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 и УСПД;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
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 информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для передачи данных от счетчиков до УСПД;
- посредством спутникового канала связи (основной канал ) и телефонных каналов
ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от УСПД 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 (основной канал);
- посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы ЦСОИ, УСПД и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа. Синхронизация часов ЦСОИ с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 с. УССВ-2 осуществляет прием и обработку сигналов GPS/ГЛОНАСС по которым осуществляет постоянную синхронизацию собственных часов со шкалой времени UTC(SU) и часов УСПД с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. Синхронизация часов УСПД с УССВ-2 происходит при расхождении более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков УСПД определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по ±2 с (параметр настраиваемый), то формирует команду синхронизации. Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ЦСОИ отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ). В случае выхода из строя сервера синхронизации времени утвержденного типа источником точного времени могут выступать сервера NTP ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава государственного первичного эталона времени (ntp1.vniiftri.ru, ntp2.vniiftri.ru, ntp3.vniiftri.ru).
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средств измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
20 |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
Счетчики |
AS1440-512-RAL-P3W-B |
10 |
УСПД |
RTU-327 |
1 |
ИВК |
АльфаЦЕНТР |
1 |
СОЕВ |
УССВ-2 |
1 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром добыча Уренгой" УГП-3. Формуляр |
МРЕК.411711.053.2.ФО |
1 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром добыча Уренгой" УГП-3. Методика поверки |
МП-216-КА.Ки.310556-2019 |
1 |
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 |
УСПД/УССВ/ Сервер |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС 110 кВ УГП-3, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.3 |
ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 100/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094 87 |
AS1440-512- RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
УСПД RTU-327, Рег № 41907-09; УССВ-2, Рег № 54074-13; ЦСОИ |
2 |
ПС 110 кВ УГП-3, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.11 |
ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094 87 |
AS1440-512- RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
3 |
ПС 110 кВ УГП-3, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.13 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 100/5 Рег. № 25433-03 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094 87 |
AS1440-512- RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
УСПД RTU-327, Рег № 41907-09; УССВ-2, Рег № 54074-13; ЦСОИ |
4 |
ПС 110 кВ УГП-3, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.15 |
ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 150/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094 87 |
AS1440-512- RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 | |
5 |
ПС 110 кВ УГП-3, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.17 |
ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094 87 |
AS1440-512- RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 | |
6 |
ПС 110 кВ УГП-3, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.19 |
ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094 87 |
AS1440-512- RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 | |
7 |
ПС 110 кВ УГП-3, ЗРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.10 |
ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094 87 |
AS1440-512- RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 | |
8 |
ПС 110 кВ УГП-3, ЗРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.12 |
ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 150/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094 87 |
AS1440-512- RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 | |
9 |
ПС 110 кВ УГП-3, ЗРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.18 |
ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094 87 |
AS1440-512- RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
10 |
ПС 110 кВ УГП-3, ЗРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.20 |
ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094 87 |
AS1440-512- RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
УСПД RTU-327, Рег № 41907-09; УССВ-2, Рег № 54074-13; ЦСОИ |
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. 2Допускается замена УСПД и устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
ИК №№ |
cos j |
I2< I |
изм<1 5 |
I5< 1 изм<1 20 |
I20< 1 и |
зм<1 100 |
I100< 1 и |
зм <1 120 | |
0\\% |
0\\ оР % |
0\\% |
6wоP % |
0\\% |
0\\ оР % |
Ow,/ % |
0\\ о'' % | ||
1, 2, 3, |
0,50 |
±2,1 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,8 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,2 |
4, 5, 6, |
0,80 |
±1,5 |
±2,2 |
±1,3 |
±1,9 |
±0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,3 |
7, 8, 9, |
0,87 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,3 |
±2,0 |
±0,8 |
±1,4 |
±0,8 |
±1,4 |
10 |
1,00 |
±1,4 |
- |
±0,8 |
- |
±0,7 |
- |
±0,7 |
- |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК №№ |
cos j |
l2< 1 изм<1 5 |
I5< 1 изм<1 20 |
3^20< 1 изм<1 100 |
I100< 1 изм <1 120 | ||||
6wa % |
6wP % |
6wa % |
6wP % |
6wa % |
6wP % |
6wa % |
6wP % | ||
1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 |
0,50 |
±2,5 |
±3,2 |
±2,1 |
±3,2 |
±1,7 |
±2,9 |
±1,7 |
±2,9 |
0,80 |
±2,0 |
±3,4 |
±1,9 |
±3,3 |
±1,6 |
±3,0 |
±1,6 |
±3,0 | |
0,87 |
±2,0 |
±3,5 |
±1,9 |
±3,3 |
±1,6 |
±3,0 |
±1,6 |
±3,0 | |
1,00 |
±1,9 |
- |
±1,1 |
- |
±1,1 |
- |
±1,1 |
- | |
Пределы поправок 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; Swoa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; Р oWci - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 6WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; P oW - 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 |
10 |
Нормальные условия:
температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: |
от 2 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:
температура окружающего воздуха, °C:
|
от 2 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:
Сервер ИВК:
|
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 ИВКЭ 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 УСПД;
-
- установка пароля на ЦСОИ.