Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская» (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, трехуровневую 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.
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН (при необходимости).
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 для передачи данных от счетчиков до УСПД;
- посредством сети Интернет в качестве основного канала передачи данных от УСПД в ИВК, на случай выхода основного канала связи используется резервный канал связи по сети сотовой связи стандарта GSM с помощью GSM-модемов;
- 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).
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 И | Э У К АИИС К |
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ КС-4, ЗРУ-10 кВ КС-4, 1 СШ 10 кВ, яч.15 Ввод №1 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег.№ 126159 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669708 | RTU-327 Рег. № 41907-09, УССВ-2 Рег. № 54074-13, ЦСОИ |
| 2 | ПС 110 кВ КС-4, ЗРУ-10 кВ КС-4, 1 СШ 10 кВ, яч.5 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | RTU-327 Рег. № 41907-09, УССВ-2 Рег. № 54074-13, ЦСОИ |
| 3 | ПС 110 кВ КС-4, ЗРУ-10 кВ КС-4, 1 СШ 10 кВ, яч.9 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 4 | ПС 110 кВ КС-4, ЗРУ-10 кВ КС-4, 1 СШ 10 кВ, яч.11 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 5 | ПС 110 кВ КС-4, ЗРУ-10 кВ КС-4, 2 СШ 10 кВ, яч.16 Ввод №2 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 6 | ПС 110 кВ КС-4, ЗРУ-10 кВ КС-4, 2 СШ 10 кВ, яч.10 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 7 | ПС 110 кВ КС-4, ЗРУ-10 кВ КС-4, 2 СШ 10 кВ, яч.14 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 51676-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 8 | ПС 110 кВ Снежная, ЗРУ-10 кВ КС-13, 1 СШ 10 кВ, яч.19 Ввод 10 кВ №1 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 1276-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
| 9 | ПС 110 кВ Снежная, ЗРУ-10 кВ КС-13, 2 СШ 10 кВ, яч.10 Ввод 10 кВ №2 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
| ИК №№ | cos j | 0 2 I V м S I VI 5 I | I20I I изм<1 100 | I100I I изм II 120 |
| 5woA % | 5woP % | 5woA % | 5woP % | 5woA % | 5woP % |
| 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 | 0,50 | ±5,4 | ±2,7 | ±2,9 | ±1,5 | ±2,2 | ±1,2 |
| 0,80 | ±2,9 | ±4,4 | ±1,6 | ±2,4 | ±1,2 | ±1,9 |
| 0,87 | ±2,5 | ±5,5 | ±1,4 | ±3,0 | ±1,1 | ±2,2 |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,1 | - | ±0,9 | - |
| 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 И | К в рабочих условиях применения |
| ИК №№ | cos j | 0 2 I V м s I I 5 I | I20I I изм< 100 | I1001 I изм 1 120 |
| 5wA % | 5wP % | 5wA % | 5wP % | 5wA % | 5wP % |
| 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 | 0,50 | ±5,4 | ±3,0 | ±3,0 | ±2,0 | ±2,3 | ±1,8 |
| 0,80 | ±2,9 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,8 | ±1,4 | ±2,3 |
| 0,87 | ±2,6 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,3 | ±1,2 | ±2,6 |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,1 | - | ±0,9 | - |
| 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 допускаемой погрешности СОЕВ ±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; 1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; 8WoA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 8т>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. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от U^ - 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 1ном - напряжение, % от U^ - коэффициент мощности cos j температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера | от 5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. 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 Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 100 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 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.411711.058.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средств измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 2 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М | 7 |
| Счетчики | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 2 |
| УСПД | RTU-327 | 1 |
| ИВК | АльфаТ ЦЕНТР | 1 |
| СОЕВ | УССВ-2 | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская». Формуляр | МРЕК.411711.058.ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская». Методика поверки | МП-207-КА^и.310556- 2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-207-КА^и.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 30.07.2019 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 трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская». Методика измерений аттестована ФГУП «СНИИМ». Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» 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 «Газпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
77948-20: Методика поверки МП-207-RA.RU.310556-2019Скачать4.2 Мб