Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Уфа" Шаранское ЛПУ МГ КС-19 "Шаран"
- Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:92305-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Уфа» Шаранское ЛПУ МГ КС19 «Шаран» (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.
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 обеспечение «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, сервер синхронизации времени, сервер 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 КУЭ.
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 локальной вычислительной сети 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 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, наземного канала связи L2 (основной канал), спутникового канала (резервный канал) передачи данных от счетчиков до ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера БД на АРМ;
- 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 Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени. 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 ±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 20.002-2024 наносится типографским способом в формуляр и на информационную табличку корпуса сервера БД методом шелкографии.
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 |
Технические характеристики
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 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.5 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД |
| 2 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.7 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
| 3 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.9 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
| 4 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.11 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
| 5 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.13 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
| 6 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.17 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
| 7 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.8 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2473-69 | НОМ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
| 8 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.10 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1856-63 | НОМ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
| 9 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.12 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2473-69 | НОМ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
| 10 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10кВ, яч.16 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2473-69 | НОМ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 11 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.18 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2473-69 | НОМ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД |
| 12 | ПС 35 кВ Дюрменево, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.22 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 2473-69 | НОМ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 4947-75 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
| 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 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 ф | I5< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <I 120 | |||
| 5wоA % | 5wоP % | 5wоA % | 5wоP % | 5wоA % | 5wоP % | ||
| 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 | 0,50 | ±5,5 | ±3,0 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,80 | ±3,0 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,4 | ±2,1 | |
| 0,87 | ±2,7 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,1 | ±1,2 | ±2,4 | |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,2 | - | ±1,0 | - | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos ф | I5< I изм<! 20 | I20< I изм< 100 | I100< I изм <I 120 | |||
| Swa % | SwP % | Swa % | SwP % | Swa % | SwP % | ||
| 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 | 0,50 | ±5,7 | ±4,0 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,6 | ±3,1 |
| 0,80 | ±3,3 | ±5,3 | ±2,2 | ±3,7 | ±1,9 | ±3,4 | |
| 0,87 | ±3,0 | ±6,2 | ±2,0 | ±4,1 | ±1,8 | ±3,6 | |
| 1,00 | ±2,0 | - | ±1,4 | - | ±1,3 | - | |
| Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в 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; I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; | |||||||
Продолжение таблицы 4__________________________________________________________
1изм - силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
5wqA — доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
6wоР - 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 | 12 |
| Нормальные условия: - сила тока, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - коэффициент мощности cos ф | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
| температура окружающего воздуха для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - сила тока, % 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. |
| температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН | от -40 до +40 |
| - для счетчиков | от 0 до +40 |
| - для сервера БД | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 22000 |
| Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 40000 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 100 |
| Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра МРЕК.411711.118.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Уфа» Шаранское ЛПУ МГ КС19 «Шаран». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 20 |
| Трансформаторы тока | ТВЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-10-66 | 2 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 12 |
| ПО ИВК | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 1 |
| Формуляр | МРЕК.411711.118.ФО | 1 |
Сведения о 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 трансгаз Уфа» Шаранское ЛПУ МГ КС-19 «Шаран»». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311735.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.