Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Комсомольское ЛПУ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Газпром трансгаз Югорск», автоматизированного сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Уровни АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (далее -ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 (далее - УСПД);
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места ( далее - АРМ) ООО «Газпром энерго», АО «Межрегионэнергосбыт», центр сбора и обработки информации (далее -ЦСОИ) ООО «Газпром энерго», выполненный на основе промышленного компьютера и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «Альфа-ЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10).
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети (0,02 с) из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
В ИВК осуществляется:
- сбор данных с уровня ИВКЭ;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передача результатов измерений в виде XML (формата 80020, 80030) в смежную систему: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Межрегионэнергосбыт» (Госреестр № 65280-16).
В составе АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ функционирует следующим образом. Устройство синхронизации системного времени УССВ-16HVS осуществляет прием и обработку сигналов GPS и синхронизацию часов УСПД со шкалой времени UTC с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. УСПД передает собственную шкалу времени на уровень ИИК ТИ. При каждом опросе счетчика УСПД вычисляет поправку времени часов счетчика. И если поправка превышает величину ± 2 c, УСПД формирует команду на синхронизацию счетчика.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
1. Каналы связи между ИИК и ИВКЭ.
Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются со счетчиков на уровень ИВКЭ в режиме автоматической передачи данных по программируемому расписанию опроса, но не реже одного раза в сутки.
Данные со счетчиков электроэнергии по интерфейсу RS-485 (среда - медная экранированная «витая пара») передаются через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet затем через GSM-модем (среда - сеть сотовой связи стандарта GSM) в УСПД RTU-327.
2. Каналы связи между ИВКЭ и ИВК.
Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются на уровень ИВК в режимах автоматической передачи данных или выполнения запроса «по требованию».
Связь между ИВКЭ и ИВК организована по каналам связи, разделенным на физическом уровне:
- в качестве основного канала связи используется сеть Интернет.
- на случай выхода основного канала связи используется резервный канал связи по сети сотовой связи стандарта GSM с помощью GSM-модемов.
Передача информации другим заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется с уровня ИВК. Передача информации происходит через межсетевой экран.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы
(ИК).
Перечень измерительных каналов и измерительных компонентов (средств измерений) в составе первого и второго уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1 - перечень ИК и состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование ИК | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | ПС 110/10 кВ «Г еологическая», ЗРУ-10 кВ, яч.7 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | УСПД RTU-327 Рег. № 4190709 |
| 2 | ПС 110/10 кВ «Г еологическая», ЗРУ-10 кВ, яч.22 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 3 | ПС 110/10 кВ «Геологическая», ЗРУ-10 кВ, яч.15 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 4 | ПС 110/10 кВ «Геологическая», ЗРУ-10 кВ, яч.8 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 5 | ПС 110 кВ Омега, ЗРУ-10 кВ КС-11, 1СШ 10 кВ, яч.7 Ввод №1 | ТПЛ-10 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 46738-11 | Альфа А1800, A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | УСПД RTU-327 Рег. № 4190709 |
| 6 | ПС 110 кВ Омега, ЗРУ-10 кВ КС-11, 2СШ 10 кВ, яч.8 Ввод №2 | ТПЛ-10 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 46738-11 | Альфа А1800, A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
| 7 | ПС 110 кВ Омега, ЗРУ-10 кВ КС-11, 2СШ 10 кВ, яч.20 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 |
| 8 | ПС 110 кВ Новокомсомольская, ЗРУ-10 кВ КС-20, 1СШ 10 кВ, яч.17 Ввод №1 | ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 30709-07 | ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 46738-11 | Альфа А1800, A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | УСПД RTU-327 Рег. № 41907 |
| 9 | ПС 110 кВ Новокомсомольская, ЗРУ-10 кВ КС-20, 2СШ 10 кВ, яч.18 Ввод №2 | ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 30709-07 | ЗНОЛП кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 46738-11 | Альфа А1800, A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
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 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 12.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблице 3, технические характеристики приведены в таблице 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| I, % от 1ном | Коэффи циент мощности | ИК | № 5, 6, 8, 9 | | ИК № 7 | ИК № 1, 2, 3, 4 |
| ±5wоA, % | ±5wA, % | ±5w^ % | ±5wоA, % | ±5wA, % | ±5w^ % | ±5wоA % | ±5wA, % | ±5w^ % |
| 2 | 0,50 | ±2,1 | ±2,2 | ±2,1 | - | - | - | ±4,8 | ±4,8 | ±2,8 |
| 2 | 0,80 | ±1,3 | ±1,5 | ±2,8 | - | - | - | ±2,6 | ±2,6 | ±4,2 |
| 2 | 0,87 | ±1,3 | ±1,4 | ±3,3 | - | - | - | ±2,2 | ±2,3 | ±5,0 |
| 2 | 1,00 | ±1,0 | ±1,2 | - | - | - | - | ±1,6 | ±1,7 | - |
| 5 | 0,50 | ±1,7 | ±1,7 | ±1,4 | ±5,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±3,0 | ±3,0 | ±2,2 |
| 5 | 0,80 | ±1,1 | ±1,2 | ±1,9 | ±3,0 | ±3,3 | ±5,1 | ±1,7 | ±1,8 | ±2,9 |
| 5 | 0,87 | ±1,0 | ±1,2 | ±2,1 | ±2,7 | ±3,0 | ±6,1 | ±1,5 | ±1,6 | ±3,4 |
| 5 | 1,00 | ±0,8 | ±0,8 | - | ±1,8 | ±2,0 | - | ±1,1 | ±1,1 | - |
| 20 | 0,50 | ±1,4 | ±1,5 | ±1,1 | ±3,0 | ±3,3 | ±2,2 | ±2,2 | ±2,3 | ±1,8 |
| 20 | 0,80 | ±0,9 | ±1,1 | ±1,5 | ±1,7 | ±2,2 | ±2,9 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,3 |
| 20 | 0,87 | ±0,8 | ±1,0 | ±1,7 | ±1,5 | ±2,0 | ±3,4 | ±1,1 | ±1,2 | ±2,6 |
| 20 | 1,00 | ±0,7 | ±0,8 | - | ±1,2 | ±1,4 | - | ±0,9 | ±0,9 | - |
| 100, 120 | 0,50 | ±1,4 | ±1,5 | ±1,1 | ±2,3 | ±2,6 | ±2,0 | ±2,2 | ±2,3 | ±1,8 |
| 100, 120 | 0,80 | ±0,9 | ±1,1 | ±1,4 | ±1,4 | ±1,9 | ±2,4 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,3 |
| 100, 120 | 0,87 | ±0,8 | ±1,0 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,8 | ±2,7 | ±1,1 | ±1,2 | ±2,6 |
| 100, 120 | 1,00 | ±0,7 | ±0,8 | - | ±1,0 | ±1,3 | - | ±0,9 | ±0,9 | - |
| Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ ±5 с. |
| Примечания: 1. 8w0A - границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной энергии; 2. SwA - границы допускаемой относительной погрешности измерения активной энергии в рабочих условиях применения; 3. SWF - границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной энергии в рабочих условиях применения. |
Таблица 4 - Технические характеристики
| Характеристика | Значение |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| Период измерений активной и реактивной средней электрической 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 результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных | автоматическое |
| Г лубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет | 3,5 |
| Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ | автоматическое |
| Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: | |
| - температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С | от 0 до +40 |
| - температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С | от -40 до +40 |
| - частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - напряжение сети питания, В | от 198 до 242 |
| - индукция внешнего магнитного поля, мТл | не более 0,05 |
| Допускаемые значения информативных параметров: | |
| - ток, % от 1ном для ИК № 1, 2, 4, 5, 6, 7, 8 , 9 | от 2 до 120 |
| - ток, % от 1ном для ИК № 3 | от 5 до 120 |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - коэффициент мощности cos j | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра МРЕК.411711. 100.ФО « Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Комсомольское ЛПУ. Формуляр».
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип, модификация, обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06 | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 5 |
| ИВК | ЦСОИ, АРМ | 1 |
| У стройства синхронизации системного времени | УССВ-16HVS | 3 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-327 | 3 |
| 1 | 2 | 3 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Югорск» Комсомольское ЛПУ. Формуляр | МРЕК.411711.100. ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Югорск» Комсомольское ЛПУ. Методика поверки | МП-136- RA.RU.310556-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-136-RA.RU.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Югорск» Комсомольское ЛПУ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 28.04.2018 г.
Основные средства поверки:
- NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012 или вторичных эталонов ВЭТ 1-5, ВЭТ 1-7;
- для проверки вторичных цепей ТТ и ТН 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);
- для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- для ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М по документу ИГЛШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации Часть 2. Методика поверки» утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- устройства сбора и передачи данных RTU-327 в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
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 Югорск» Комсомольское ЛПУ», аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» на право аттестации методик (методов) измерений № RA.RU311735 от «19» июля 2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Югорск» Комсомольское ЛПУ
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72702-18: Методика поверки МП-136-RA.RU.310556-2018Скачать2.7 Мб