Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС «Пангодинская» 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, 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 обеспечения «АльфаТ ЦЕНТР», 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 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).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы Сервера БД и счетчиков, сервер синхронизации времени утвержденного типа ССВ-1Г. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени ССВ-1Г. Синхронизация часов сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±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.
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 данные 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
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
| Таблица 2 - перечень ИК и состав первого и второго уровней АИ | ИС КУЭ |
| № ИК | Диспетчерское наименование ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УССВ, ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ ГКС, ЗРУ-6 кВ ГКС, 1 СШ 6 кВ, яч.11 Ввод №1 | J12ARG кл.т. 0,2 Ктт = 1000/5 Рег.№ 19810-00 | VRM2N/S2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000: V3/ 100:V3 Рег. № 18532-99 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | ССВ-1Г, Рег. № 58301-14; Сервер БД |
| 2 | ПС 110 кВ ГКС, ЗРУ-6 кВ ГКС, 2 СШ 6 кВ, яч. 12 Ввод №2 | J12ARG кл.т. 0,2 Ктт = 1000/5 Рег.№ 19810-00 | VRM2N/S2 кл.т. 0,5 Ктн = 6000: V3/ 100:V3 Рег. № 18532-99 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
| 3 | ПС 110 кВ ГКС, ЗРУ-6 кВ ГКС, 1 СШ 6 кВ, яч. 39 | TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 18531-99 | VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000: V3/ 100:V3 Рег. №18532-99 | A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. №31857-11 |
| 4 | ПС 110 кВ ГКС, ЗРУ-6 кВ ГКС, 1 СШ 6 кВ, яч. 41 | TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 18531-99 | VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000: V3/ 100:V3 Рег. №18532-99 | A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. №31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ПС 110 кВ ГКС, ЗРУ-6 кВ ГКС, 2 СШ 6 кВ, яч. 40 | TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 18531-99 | VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000: V3/ 100:V3 Рег. №18532-99 | A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. №31857-11 | ССВ-1Г, Рег. № 58301-14; Сервер БД |
| 6 | ПС 110 кВ ГКС, ЗРУ-6 кВ ГКС, 2 СШ 6 кВ, яч. 42 | TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 18531-99 | VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000: V3/ 100:V3 Рег. №18532-99 | A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. №31857-11 |
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
| № ИК | cos ф | Ь< I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <! 120 |
| 5wcA % | о % О4 | W о A % о4 | 5wcP % | W о A % о4 | 5wcP % |
| 1, 2 | 0,50 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,4 | ±1,0 |
| 0,80 | ±1,5 | ±2,1 | ±1,0 | ±1,4 | ±0,9 | ±1,3 |
| 0,87 | ±1,3 | ±2,5 | ±0,9 | ±1,7 | ±0,8 | ±1,5 |
| 1,00 | ±1,1 | - | ±0,8 | - | ±0,7 | - |
| 3, 4, 5, 6 | 0,50 | ±2,5 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,5 | ±1,3 |
| 0,80 | ±1,7 | ±2,5 | ±1,1 | ±1,7 | ±1,1 | ±1,6 |
| 0,87 | ±1,6 | ±2,8 | ±1,1 | ±1,9 | ±1,0 | ±1,8 |
| 1,00 | ±1,2 | - | ±0,9 | - | ±0,9 | - |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
Ь< I изм<1
20
I20< I изм<1
100
I100< I изм <I 120
№ ИК
cos ф
5wa %
5wf %
5wa %
5wf %
5wa %
5wf %
1, 2
0,50
±2,4
±2,1
±1,7
±1,7
±1,5
±1,7
0,80
±1,6
±2,5
±1,1
±2,0
±1,1
±1,9
0,87
±1,5
±2,8
±1,1
±2,2
±1,0
±2,1
1,00
±1,1
±0,8
±0,8
3, 4, 5, 6
0,50
±2,8
±3,4
±2,2
±3,0
±2,1
±3,0
0,80
±2,2
±3,6
±1,8
±3,2
±1,7
±3,1
0,87
±2,1
±3,8
±1,7
±3,3
±1,7
±3,2
1,00
±1,4
±1,2
±1,2
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с_
Примечание:
I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
Ii00 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
Ii20 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
!изм - силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
5WcA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
5^Р - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
5WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
5WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
| Характеристика | Значение |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| 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 |
| Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет | 3,5 |
| Ведение журналов событий ИВК и ИИК | 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, Г ц | 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 | от 5 до 120 |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - коэффициент мощности cos ф | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
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
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра МРЕК.411711.069.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС «Пангодинская». Формуляр».
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип, модификация, обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | J12ARG | 6 |
| Трансформаторы тока | TCF2/B | 12 |
| Трансформаторы напряжения | VRM2N/S2 | 12 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 2 |
| A1805RLQ-P4GB-DW-4 | 4 |
| ПО ИВК | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Сервер БД | Stratus FT Server 4700 P4700-2S | 1 |
| АРМ | - | 2 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС «Пангодинская». Формуляр | МРЕК.411711.069.ФО | 1 |
| ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС «Пангодинская». Методика поверки | МП-321-RA.RU.310556-2020 | 1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС «Пангодинская». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским 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 документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Югорск» КС «Пангодинская»
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
82189-21: Методика поверки МП-321-RA.RU.310556-2020Скачать4.5 Мб