Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Югорск» Комсомольское ЛПУ (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, 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 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, 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 БД на АРМ;
- посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и с сервера баз данных на АРМ (основной канал);
- посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и с сервера баз данных на 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 на формуляр.
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 |
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Геологическая, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.7 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 2 | ПС 110 кВ Геологическая, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.15 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 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 кВ Геологическая, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.22 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 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 кВ Геологическая, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.8 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД |
| 5 | ПС 110 кВ Омега, ЗРУ-10 кВ КС-11, 1СШ 10 кВ, яч.7, Ввод №1 | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 22192-07 | ЗНОЛП Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3:100/V3 Рег. № 23544-07 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 6 | ПС 110 кВ Омега, ЗРУ-10 кВ КС-11, 2СШ 10 кВ, яч.8 Ввод №2 | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 22192-07 | ЗНОЛП Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3:100/V3 Рег. № 23544-07 | 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-10-66У3 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 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. № 30709-08 | НОЛ.08 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 3345-09 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД |
| 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. № 30709-08 | НОЛ.08 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 3345-09 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
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.
5. 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 | I2< I изм<! 5 | I5< I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <! 120 |
| 5wоA % | 8wоP % | 5wоA % | 8wоP % | 5wоA % | 8wоP % | 5wоA % | 8wоP % |
| 5, 6, 8, 9 | 0,50 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,4 | ±1,0 |
| 0,80 | ±1,3 | ±2,0 | ±1,1 | ±1,7 | ±0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±1,3 |
| 0,87 | ±1,3 | ±2,3 | ±1,0 | ±1,9 | ±0,8 | ±1,5 | ±0,8 | ±1,5 |
| 1,00 | ±1,0 | - | ±0,8 | - | ±0,7 | - | ±0,7 | - |
| 7 | 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 | - |
| 1, 2, 3, 4 | 0,50 | ±4,8 | ±2,4 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,2 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,2 |
| 0,80 | ±2,6 | ±4,0 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,2 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,9 |
| 0,87 | ±2,2 | ±4,9 | ±1,5 | ±3,1 | ±1,1 | ±2,2 | ±1,1 | ±2,2 |
| 1,00 | ±1,6 | - | ±1,1 | - | ±0,9 | - | ±0,9 | - |
| ИК №№ | cos ф | I2^ I изм<! 5 | I5^ I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <I 120 |
| 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % |
| 5, 6, 8, 9 | 0,50 | ±2,2 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,7 |
| 0,80 | ±1,5 | ±2,4 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,1 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,9 |
| 0,87 | ±1,4 | ±2,7 | ±1,2 | ±2,3 | ±1,0 | ±2,1 | ±1,0 | ±2,1 |
| 1,00 | ±1,2 | - | ±0,8 | - | ±0,8 | - | ±0,8 | - |
| 7 | 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 | - |
| 1, 2, 3, 4 | 0,50 | ±4,8 | ±2,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,3 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,8 |
| 0,80 | ±2,6 | ±4,2 | ±1,8 | ±2,9 | ±1,4 | ±2,3 | ±1,4 | ±2,3 |
| 0,87 | ±2,3 | ±5,0 | ±1,6 | ±3,4 | ±1,2 | ±2,6 | ±1,2 | ±2,6 |
| 1,00 | ±1,7 | - | ±1,1 | - | ±0,9 | - | ±0,9 | - |
Примечания к таблицам 3 и 4:
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
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;
!изм - силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
5wоA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
5wоР - 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.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК_
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| Нормальные условия: - ток, % от ^ом - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: | от 2(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: - ток, % от ^ом - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков | от 2(5) до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 |
| - для сервера | 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: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 100 |
| Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 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.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра МРЕК.411711.100.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Комсомольское ЛПУ. Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НОЛ.08 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66У3 | 1 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Счетчики | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 4 |
| Счетчики | A1805RAL-P4GB-DW-4 | 1 |
| ПО ИВК | АльфаЦЕНТР | 1 |
| СОЕВ | ССВ-1Г | 1 |
| Сервер БД | Stratus FT Server 4700 P4700-2S | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Югорск" Комсомольское ЛПУ. Формуляр | МРЕК.411711.100.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 «Г азпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Комсомольское ЛПУ». 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 ООО «Газпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Югорск» Комсомольское ЛПУ
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
Правообладатель
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.
85455-22: Методика поверкиСкачать5.1 Мб