УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «30» марта 2021 г. №428
Лист № 1
Регистрационный № 81422-21Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром
трансгаз Югорск» Ныдинское ЛПУ МГ КС «Ныдинская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск»
Ныдинское ЛПУ МГ КС «Ныдинская» (далее по тексту – 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 средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
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) включает в себя
сервер баз данных (СБД) типа Stratus FT Server 4700 P4700-2S , сервер синхронизации
времени типа ССВ-1Г, автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и
АО «Газпром энергосбыт», каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, 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 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 мин.;
средняя на интервале времени 30 мин. активная (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;
Лист № 2
Всего листов 6
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.
ИВК осуществляет автоматизированный 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, а также при передаче информации от сервера БД на АРМ, осуществляется по
электронной почте в виде электронных документов XML в формате 80020, с возможностью
заверения на АРМ электронно-цифровой подписью. Информация о средствах измерения, при
необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030.
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;
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).
посредством электронной почты в виде электронных документов XML в
форматах 80020, 80030 для возможности передачи данных от сервера БД на АРМ и во
внешние системы.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ
предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех
уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит сервер синхронизации времени
типа ССВ-1Г (далее по тексту - УСВ), ежесекундно синхронизирующий собственную шкалу
времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам
навигационной системы ГЛОНАСС.
ИВК АИИС КУЭ периодически с установленным интервалом проверки текущего
времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ и при
расхождении ±1 с и более, ИВК АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы
времени со шкалой времени УСВ.
Лист № 3
Всего листов 6
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии происходит по заданному
расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков
электроэнергии со шкалой времени ИВК на величину более чем ±1 с, выполняется
синхронизация шкалы времени счетчика.
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.
MD5
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в
которое входит модуль синхронизации времени "АС_Time" с устройствами ГЛОНАСС.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных ипреднамеренных изменений
соответствуетуровню-«высокий»всоответствии сГОСТР8.883-2015.
Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные признакиЗначение
ac_metrology.dll
не ниже 12.1
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
Номер ИК
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование ИКТТТНСчетчикИВК
1
ССВ-1Г, рег. № 58301-14,
Stratus FT Server 4700 Trial-2S
2
3
4
ПС 110/10 кВ "Ныда",ТПЛ-10У3НАМИ-10-95УХЛ2A1802RALQ-
ЗРУ-10 кВ 400/5 10000/100 P4GB-DW-4
"Технологическое", Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,2S/0,5
1СШ, яч.11 Ввод №1 Рег. № 1276-59 Рег. № 20186-05 Рег. № 31857-06
ПС 110/10 кВТПЛ-10У3НТМИ-10-66У3A1805RL-P4GB-
"Ныда", ЗРУ-10 кВ 300/5 10000/100 DW-4
"Технологическое", Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5 Кл. т.
0,5S/1,0
1СШ, яч.33Рег. № 1276-59Рег. № 831-69Рег. № 31857-06
ПС 110/10 кВ ТПЛ-10У3 НАМИ-10-95УХЛ2 A1802RALQ-
"Ныда", ЗРУ-10 кВ400/510000/100P4GB-DW-4
"Технологическое", Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,2S/0,5
2СШ, яч.10 Ввод №2 Рег. № 1276-59 Рег. № 20186-05 Рег. № 31857-06
ПС 110/10 кВ ТПЛ-10У3 НТМИ-10-66У3 A1805RL-P4GB-
"Ныда", ЗРУ-10 кВ300/510000/100DW-4
"Технологическое", Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5S/1,0
2СШ, яч.28Рег. № 1276-59Рег. № 831-69Рег. № 31857-06
Примечания:
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 УСВ на аналогичное, утвержденного типа.
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения
цифрового идентификатора ПО).
Лист № 4
Всего листов 6
Продолжение таблицы 2
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая
часть.
Границы основной
(±
) %
1, 3
2, 4
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ
Границы погрешности
Номера ИКВид электроэнергии
погрешности (±
), %
в рабочих
,
условиях
Активная 1,2 2,9
Реактивная 1,9 4,7
Активная 1,3 3,3
Реактивная 2,1 5,7
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов
СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC (SU),5
(±) с
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos φ=0,8, токе ТТ, равном
100 % от I
ном
для нормальных условий, для рабочих условий при cos φ=0,8, токе ТТ, равном
5 % от I
ном,
при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до
+40°С.
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 0,5 до 0,87
от 49,6 до 50,4
от -40 до +40
Значение
2
4
от 90 до 110
от 100 до 120
0,9
от 49,6 до 50,4
от +21 до +25
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности:
cosφ
sinφ
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
Альфа А1800
- температура окружающей среды для сервера ИВК, °С
от -40 до +65
от +15 до +25
Лист № 5
Всего листов 6
Продолжение таблицы 4
12
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчик Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 2
ССВ-1Г:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее22000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 2
Сервер ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации:
Счетчик Альфа А1800:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее180
- при отключении питания, лет, не менее 30
Сервер ИВК:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее3,5
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 ИВК.
Лист № 6
Всего листов 6
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество,
шт.
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией
ТПЛ-10У3
8
НТМИ-10-66У3
2
2
Альфа А1800
4
1
Трансформатор напряжения
НАМИ
-
10-95
У
ХЛ2
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Сервер синхронизации времениССВ-1Г
Сервер ИВК
Stratus FT Server 4700
P4700-2S
1
Документация
Методика поверкиМП 26.51/54/20
Паспорт-формуляр 87570424.425210.089.ФО
1
1
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск»
Ныдинское ЛПУ МГ КС «Ныдинская», 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
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
