Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Самара" Тольяттинское ЛПУ МГ КС-9

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Самара» Тольяттинское ЛПУ МГ КС-9 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 5.

Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:

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 (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.

2-й    уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - центр сбора и обработки информации ООО «Газпром энерго» (ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения (ПО) из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - Рег. №) 4459510. ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи 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 и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

-    средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее через линию Ethernet на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача полученных данных спутниковому каналу связи на сервер ООО «Газпром энерго», а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.

В случае сбоя работы основного канала связи сервер ООО «Г азпром энерго» производит опрос УСПД по резервным ТЧ и GSM каналам.

На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в ПАК АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, с возможностью использования электронно-цифровой подписи через автоматизированные рабочие места АО «Газпром энергосбыт» и ООО «Газпром энерго».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени типа УСВ-2, часы ЦСОИ, УСПД и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа. Время ЦСОИ ИВК синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и ЦСОИ на ±1 с. Время УСПД синхронизировано со временем УССВ, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний УССВ и УСПД на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД ±1 с. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ).

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦентр»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ

1

ПС 35 кВ КС-9, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.7, ф.7

А

С

ТЛМ-10 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 2473-69

А

В

С

НАМИ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

RTU-327 Рег. № 41907-09

УСВ-2 Рег. № 41681-10

2

ПС 35 кВ КС-9, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.9, ф.9

А

С

ТЛМ-10 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 2473-69

А

В

С

НАМИ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

3

ПС 35 кВ КС-9, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.3, ф.3

А

С

ТЛМ-10 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 2473-69

А

В

С

НАМИ-10 (1) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

4

ПС 35 кВ КС-9, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.12, ф.12

А

С

ТЛМ-10 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 2473-69

А

В

С

НАМИ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

5

ПС 35 кВ КС-9, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.14, ф.14

А

С

ТЛМ-10 100/5 Кл.т 0,5 Рег. № 2473-69

А

В

С

НАМИ-10 (2) 10000/100 Кл.т 0,2 Рег. № 11094-87

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Пр имечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН, 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 таблице 3, метрологических характеристик.

2    Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

4    Допускается изменение наименования измерительных каналов без изменения объекта измерений. Изменение оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

5    (1) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к трем счетчикам измерительных каналов №№ 1-3.

6    (2) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 4, 5._

Номер ИК

cosj

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %, при доверительной вероятности равной 0,95

52%

§5%

520%

5100%

hx — ^н=.и I од

— ^нв-rt ^ hm

him ^ 7Н.„ <

4оок ^ ^н=п < hum

1-5

(ТТ 0,5, ТН 0,2 Счетчик 0,2S)

1,0

-

1,7

0,9

0,7

0,9

-

2,4

1,3

0,9

0,8

-

2,8

1,4

1,0

0,5

-

5,3

2,7

1,9

Номер ИК

cosj

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %, при доверительной вероятности равной 0,95

52%

85%

520%

5ю0%

hw — ^Н=.Н ^

^ hoM

h<m — зи ^

^100?£ — “ибн ^ ^120%

1-5

(ТТ 0,5, ТН 0,2 Счетчик 0,5)

0,9

-

5,4

2,8

2,0

0,8

-

4,3

2,2

1,6

0,5

-

2,5

1,4

1,0

Номер ИК

cosj

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %, при доверительной вероятности равной 0,95

52%

85%

520%

5100%

h%: — ^Н=.И

^ him

him —

1-5

(ТТ 0,5, ТН 0,2 Счетчик 0,2S)

1,0

-

1,9

1,2

1,0

0,9

-

2,5

1,5

1,2

0,8

-

2,9

1,7

1,4

0,5

-

5,4

2,9

2,2

Номер ИК

cosj

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %, при доверительной вероятности равной 0,95

52%

85%

520%

5ю0%

hit — ^н=.и

^ him

him: —

4оСЗК — < hia%

1-5

(ТТ 0,5, ТН 0,2 Счетчик 0,5)

0,9

-

6,0

3,8

3,3

0,8

-

5,0

3,3

3,0

0,5

-

3,2

2,4

2,3

Пределы допускаемой погрешности СО

ЕВ, с

±5

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

5

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности

0,9

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности, cos9

0,5 инд до 0,8 емк

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °С

от -20 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С

от -1 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков Меркурий 234:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для RTU-327:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ-2:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

50000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

счетчики Меркурий 234:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД RTU-327:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

сервер:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений обеспечивается:

-    резервированием питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервированием каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счетчика: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;

промежуточные клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД; сервера БД.

-    защита информации на программном уровне:

результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой

подписи);

установка пароля на счетчик; установка пароля на УСПД; установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТЛМ-10

10

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2

Счетчик электрической энергии статический трехфазный

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

5

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327-E1-B04-M04

1

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-2

1

ИВК

ЦСОИ ООО «Г азпром энерго»

1

ПО

АльфаЦентр

1

Паспорт-формуляр

МРЭК.411711.107.ФО

1

Методика поверки

МП КЦСМ-181-2019

1

Поверка

осуществляется по документу МП КЦСМ-181-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Самара» Тольяттинское ЛПУ МГ КС-9. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 10.10.2019 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    Счетчик «Меркурий 234» - по документу: «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;

-    УСПД RTU-327 - по документу: ДЯИМ.466215.007 МП «Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г;

-    УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.001 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2015 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Самара» Тольяттинское ЛПУ МГ КС-9», аттестованном ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание