Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-1 (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, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из трех 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места оператора, программное обеспечение (ПО) и технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - центр сбора и обработки информации ООО «Газпром энерго» (далее - ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаТЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10). ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВКЭ, 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.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
- синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках;
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 и УСПД;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
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 информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для передачи данных от счетчиков до УСПД;
- посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от УСПД до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- 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 ЦСОИ, УСПД и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа. Синхронизация часов ЦСОИ с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 с. УССВ-2 осуществляет прием и обработку сигналов GPS/ГЛОНАСС по которым осуществляет постоянную синхронизацию собственных часов со шкалой времени UTC(SU) и часов УСПД с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. Синхронизация часов УСПД с УССВ-2 происходит при расхождении более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков УСПД определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по ±2 с (параметр настраиваемый), то формирует команду синхронизации. Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ЦСОИ отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ). В случае выхода из строя сервера синхронизации времени утвержденного типа источником точного времени могут выступать сервера NTP ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава государственного первичного эталона времени (ntp1.vniiftri.ru, ntp2.vniiftri.ru, ntp3.vniiftri.ru).
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 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 | УСПД/УССВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ УГП-1, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.1 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. №706979 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | AS1440-512-RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 | УСПД RTU-327, Рег № 41907-09; УССВ-2, Рег№ 54074-13; ЦСОИ |
| 2 | ПС 110 кВ УГП-1, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.11 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. №706979 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | AS1440-512-RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ПС 110 кВ УГП-1, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.17 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. №706979 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | AS1440-512-RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 | УСПД RTU-327, Рег № 41907-09; УССВ-2, Рег№ 54074-13; ЦСОИ |
| 4 | ПС 110 кВ УГП-1, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.19 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. №706979 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | AS1440-512-RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
| 5 | ПС 110 кВ УГП-1, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.25 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. №706979 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | AS1440-512-RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
| 6 | ПС 110 кВ УГП-1, ЗРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.2 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. №706979 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | AS1440-512-RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
| 7 | ПС 110 кВ УГП-1, ЗРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.6 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. №706979 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | AS1440-512-RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
| 8 | ПС 110 кВ УГП-1, ЗРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.12 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 7069-79 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | AS1440-512-RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
| 9 | ПС 110 кВ УГП-1, ЗРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.26 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 7069-79 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | AS1440-512-RAL-P3W-B Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48535-17 |
| 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. 2Допускается замена УСПД и 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 |
| ИК №№ | cos j | 1 изм< 20 | 3^20< 1 изм< 100 | I100< 1 изм ^ 120 |
| 8woA % | 8woP % | 8woA % | 8woP % | 5woA % | 5woP % |
| 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 | 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 j | J^5< 1 изм< 20 | I20< 1 изм< 100 | I100< I изм ^ 120 |
| 5wA % | 5wP % | 5wA % | 5wP % | 5wA % | 5wP % |
| 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 | 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 поправок часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечание:
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;
1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
SwoA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
с- Р -
owo - 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;
5 P -
oW - 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 |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| Нормальные условия: - ток, % от !ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos j температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: | от 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 !ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos j | от 5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
| 1 | 2 |
| температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков и УСПД - для сервера | от -40 до +40 от 0 до +40 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 Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | § ''V 13 |
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 ИВКЭ 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 УСПД;
- установка пароля на ЦСОИ.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра МРЕК.411711.053.1.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-1. Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средств измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 18 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счетчики | AS1440-512-RAL-P3W-B | 9 |
| УСПД | RTU-327 | 1 |
| ИВК | АльфаЦЕНТР | 1 |
| СОЕВ | УССВ-2 | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром добыча Уренгой" УГП-1. Формуляр | МРЕК.411711.053.1.ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром добыча Уренгой" УГП-1. Методика поверки | МП-215^^и.310556- 2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-215-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 12.08.2019 г.
Основные средства поверки:
- 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);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- для поверки измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
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 добыча Уренгой» УГП-1» Свидетельство об аттестации методики измерений № 479-RA.RU.311735-2019 от
12.08.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-1
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
76934-19: Методика поверки МП-215-RA.RU.310556-2019Скачать4.3 Мб