Номер по Госреестру СИ: 83921-21
83921-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Саратов" Александрово-Гайское ЛПУ МГ
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Саратов» Александрово-Гайское ЛПУ МГ (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 «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 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится типографским способом на титульный лист формуляра АУВП.411711.118.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Саратов» Александрово-Гайское ЛПУ МГ. Формуляр».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетодика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Саратов» Александрово-Гайское ЛПУ МГ» Методика измерений аттестована ЗападноСибирским 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 и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Саратов» Александрово-Гайское ЛПУ МГ
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Изготовитель
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» (Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)ИНН 7736186950
Адрес: 460000, Российская Федерация, 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
Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)Адрес: 630004, Российская Федерация, 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, 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 «АльфаЦЕНТР», 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 АРМ (основной канал);
-посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и 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 типографским способом на формуляр.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
28 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
2 |
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03М |
15 |
Сервер БД |
Stratus FT Server 4700 P4700-2S |
1 |
ПО ИВК |
АльфаЦЕНТР |
1 |
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Саратов" Александрово-Гайское ЛПУ МГ. Формуляр |
АУВП.411711.118.ФО |
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 |
ИВК |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч.Ф-1001 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД |
2 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1002 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
3 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1003 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
4 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1004 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
5 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1006 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 38395-08 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД |
6 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1008 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
7 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1009 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
8 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1010 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
9 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1020 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
10 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1021 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
11 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1022 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
12 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1023 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
13 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1027 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
14 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1028 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
15 |
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1029 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
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 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 |
I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | |||
5w0A % |
5weP % |
5w0A % |
5weP % |
5w0A % |
5weP % | ||
1 - 15 |
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 |
- |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК №№ |
cos ф |
I изм<1 20 |
I20< I изм< 100 |
I100< I изм <I 120 | |||
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % | ||
1 - 15 |
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 |
- | |
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СО времени UTC(SU) ±5 с |
ЕВ, относительно шкалы | ||||||
Примечание: 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; 3w<>a - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6wgP - 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; 6wp - 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 |
15 |
Нормальные условия:
температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: |
от 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:
температура окружающего воздуха, °C:
|
от 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:
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 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.