Untitled document

Приложение к свидетельству № 60446

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

ООО «Газпром

Система автоматизированная информационно-измерительная

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго»

трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Пе-

лымское ЛПУ МГ КС «Пелымская» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений ак-

тивной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования

отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в

рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные

трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и

реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по

ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по

ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи

данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов

АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе RTU-327 (далее – УСПД),

устройство синхронизации системного времени на базе Garmin 35HVS (далее – УССВ-35HVS)

и технические средства приема-передачи данных.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя

серверспрограммнымобеспечением(далее–ПО)«АльфаЦЕНТР»,устройство

синхронизации системного времени на базе Garmin 35HVS (далее – УССВ-35HVS),

автоматизированные рабочие места (далее – АРМ), каналообразующую аппаратуру,

технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав

доступа к информации.

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными

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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период

значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с

мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Лист № 2

Всего листов 9

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Для ИК №№ 34, 35 цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи

интерфейса RS-485 поступает на входы преобразователя интерфейсов и далее по сети Ethernet

через коммутатор на входы УСПД. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков

по проводным линиям связи поступает на входы соответствующих GSM-модемов, далее по

каналу связи стандарта GSM информация передаётся в УСПД. В УСПД происходит вычисле-

ние электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопле-

ние измерительной информации, ее хранение и передача на верхний уровень системы.

По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень

системы по сети Internet, спутниковую сеть передачи данных или по резервному терминалу

сотовой связи. На верхнем – третьем уровне системы осуществляется дальнейшая обработка

измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформле-

ние отчетных документов. Далее, информация от сервера по сети передачи данных «Internet»

поступает в ОАО «Межрегионэнергосбыт».

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал

ОАО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с прото-

колом 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 объ-

ектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о по-

рядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рын-

ка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного

времени УССВ-35HVS. Сличение часов сервера с УССВ-35HVS, установленным на уровне

ИВК, производится 1 раз в час, коррекция часов сервера осуществляется при обнаружении

расхождения более чем ± 1 с. Сличение часов УСПД с УССВ-35HVS, установленным на уров-

не ИВКЭ, производится 1 раз в час, коррекция часов УСПД осуществляется при обнаружении

расхождения более чем ± 2 с. Погрешность хода внутренних часов не более ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса

связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков типа СЭТ-4ТМ.03М

осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более

±2 с, но не чаще одного раза в сутки. Корректировка часов счётчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК и

Меркурий 234 осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на

величину более ±2 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от

УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют

не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отражают: время

(дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «АльфаЦЕНТР», в

состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту про-

граммного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами

доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечивае-

мое ПО «АльфаЦЕНТР».

Лист № 3

Всего листов 9

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 12.1

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий»

в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

ИК

ний

энер-

Основ-

греш-

рабочих

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «Газпром энерго»

ООО «ГазпромтрансгазЮгорск»ПелымскоеЛПУМГКС«Пелымская»иих

метрологические характеристики

Метрологиче-

Измерительные компонентыские характери-

Видстики ИК*

Но- Наименованиеэлек- Погреш

мерточки измере- тро-

ная по-

ность в

ТТТНСчетчикУСПД

гии

ность,

услови-

ях, %

± 1,3± 3,0

± 1,9± 4,8

± 1,3± 3,0

± 1,9± 4,8

кВ ООО «Маги-

кВ

1234567

ПС 110/10 кВ ТПЛ-10 У3 НАМИ-10-95 СЭТ- Ак-

«КС-4», ввод 10600/5УХЛ24ТМ.03Мтивная

1кВ №1, ЗРУ 10 Кл. т. 0,5 10000/100 Кл. т. 0,2S/0,5

кВ, 1СШ,Зав. №21641Кл. т. 0,5Зав.Реак-

яч.№16Зав. №20692 Зав. №566 №0810111456 тивная

ПС 110/10 кВ ТПОЛ-10 НАМИ-10-95 СЭТ- Ак-

«КС-4», ввод 10 600/5 УХЛ2 4ТМ.03М тивная

2кВ №2, ЗРУ 10Кл. т. 0,510000/100Кл. т. 0,2S/0,5

кВ, 2СШ,Зав. №1450Кл. т. 0,5Зав.Реак-

яч.№15Зав. №8010 Зав. №586 №0810111344 тивная

ТТИ-А

600/5

Зав. № Н7997

L13858

Зав.

ПСЧ-Ак-

± 1,2± 3,4

± 1,8± 5,6

РУ-0,4 кВ, КЛ-

ТТИ-А

F31095

Зав. № D5536

Зав. № N9728

PB.G

Зав. №

300/5Ак-

ТП 400 10/0,4Кл. т. 0,5

4ТМ.05МК.11

RTU-327

тивная

страль», РУ-0,4 Зав. №

─ Кл. т. 0,5S/1,0 008002

Реак-

Зав. №

№1105140093т

ая

L13834

КТП 160 кВА

10/0,4 кВМеркурий

«Жилпосёлок»,

Кл. т. 0,5

234 ARTM-03

тивная

0,4 кВ ГУП СО

Зав. № ─

Кл. т. 0,5S/1,0

«Облкоммун-Зав.

энерго» (ул. №21769609

Строителей 1,2)

Реак-

тивная

± 1,2± 3,4

± 1,8± 5,6

Лист № 4

Всего листов 9

4567

Кл. т. 0,5

Зав. №

F36932

Зав. №

F36933

PB.G

Зав.

Ак-

Меркурий

234 ARTM-03

тивная

─

Кл. т. 0,5S/1,0

Реак-

№21769854

ая

± 1,2± 3,4

± 1,8± 5,6

ЩУ 0,4 кВ

Продолжение таблицы 2

123

ТТИ-30

ЩУ-0,4 кВ

200/5

Ввод №1 ул.

Железнодорож-

ная 5, ГУП СО

«Облкоммун-

энерго»

Зав. №

F36934

ТТИ-30

200/5

Зав. №

F36940

Зав. №

F36951

PB.G

Ак-

Реак-

тивная

± 1,2± 3,4

± 1,8± 5,6

10 кВ №1»

ТПЛ-10

400/5

Кл. т. 0,5

Зав. №36259

Ввод

№2 ул.

. т. 0,5

Железнодорож-

ная 5, ГУП СО

«Облкоммун-

энерго»

Зав. №

F36913

ПС 110/10 кВ

«Снежная»,

ЗРУ-10 кВ «КС-

13», 1 СШ 10

кВ, яч.19 «Ввод

Зав. №40992

НАМИ-10-95ПСЧ-Ак-

УХЛ2 4ТМ.05МК.00 тивная

10000/100Кл. т. 0,5S/1,0

Кл. т. 0,5 Зав. Реак-

Зав. №752 №1107150606 тивная

± 1,4± 3,5

± 2,1± 5,7

10 кВ №2»

ТПОЛ-10

400/5

Кл. т. 0,5

Зав. №26163

ПС 110/10 кВ

«Снежная»,

ЗРУ-10 кВ «КС-

13», 2 СШ 10

кВ, яч.10 «Ввод

Зав. №22424

Меркурий

234 ARTM-03

тивная

─

Кл. т. 0,5S/1,0RTU-327

Зав. Зав. №

№21769849 008002

НАМИ-10-95ПСЧ-Ак-

УХЛ2 4ТМ.05МК.00 тивная

10000/100Кл. т. 0,5S/1,0

Кл. т. 0,5 Зав. Реак-

Зав. №318 №1107150609 тивная

± 1,4± 3,5

± 2,1± 5,7

*Примечания

1Вкачествехарактеристикпогрешностиуказаныграницыинтервала

(соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и

реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.

2Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.;

частота (50 ± 0,2) Гц;

температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.

3Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн

; диапазон

силы первичного тока (0,05 – 1,2)Iн

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87);

частота (50 ± 0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Лист № 5

Всего листов 9

Для счетчиков электрической энергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн

; диапазон

силывторичноготока(0,01–1,2)Iн

;диапазонкоэффициентамощности

cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха для СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК

от минус 40 до плюс 60 °С; для Меркурий 234 от минус 45 до плюс 75 °С;

относительная влажность воздуха для СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК не

более 90 % при плюс 30 °С; для Меркурий 234 не более 95 % при плюс 30 °С;

атмосферное давление для СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК от 70,0

до 106,7 кПа; для Меркурий 234 от 60,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

температура окружающего воздуха от плюс 1 до плюс 50 °С;

относительная влажность воздуха не более 85 % при плюс 40 °С;

атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

4Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % I

ном

cos

= 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0

до плюс 35 °С.

5Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера и УСПД на однотипные

утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ

порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

6Всеизмерительныекомпонентысистемыутвержденыивнесеныв

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

счётчик Меркурий 234 – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 220 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

УСПД RTU-327 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, сред-

нее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источ-

ника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пе-

редаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

Лист № 6

Всего листов 9

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, парамет-

рировании:

счетчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – тридцатиминутный профиль

нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;

счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК – тридцатиминутный профиль

нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;

счетчик электрической энергии Меркурий 234 – тридцатиминутный профиль на-

грузки в двух направлениях не менее 170 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;

УСПД RTU-327 – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электро-

энергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу – не

менее 45 сут; сохранение информации при отключении питания – не менее 5 лет;

сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии

(АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ

КС «Пелымская» типографским способом.

Лист № 7

Всего листов 9

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

ТТИ

28139-12

ПСЧ-4ТМ.05МК

50460-12

Меркурий 234

48266-11

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип компонента

№

Госреестра

Количество

ТПЛ-10

1276-59

ТПОЛ-10

1261-59

ТПЛ-10

ТПОЛ-10

47958-11

НАМИ-10-95УХЛ2

20186-00

НАМИ-10-95УХЛ2

20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

Трансформаторы тока проходные с литой

изоляцией

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока измерительные на

номинальное напряжение 0,66 кВ

Трансформаторы тока проходные

Трансформаторы напряжения антирезонансные

трехфазные

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электрической энергии статические

трехфазные

Устройства сбора и передачи данных

Устройство синхронизации системного времени

Сервер

Методика поверки

Паспорт-формуляр

Руководство по эксплуатации

RTU-327

УССВ

HP DL360

—

41907-09

—

Поверка

осуществляется по документу МП 62214-15 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго»

ООО «Газпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская». Измерительные

каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в сентябре 2015 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

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

ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика

поверки»;

счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой по-

верки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации

ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

04 декабря 2007 г.;

счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК – в соответствии с документом

«Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по

эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденным руководи-

телем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

Лист № 8

Всего листов 9

счетчик электрической энергии Меркурий 234 – в соответствии с методикой по-

верки «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руково-

дство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвер-

жденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;

УСПД RTU-327 – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи

данных RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП

«ВНИИМС» в 2009 г.

Перечень основных средств поверки:

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе-

мы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений

№ 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счет-

чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус

20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10

до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информацион-

но-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО

«Газпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС «Пелымская». Руководство пользовате-

ля» МРЕК.411711.058.И3.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Пелымское ЛПУ МГ КС

«Пелымская»

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

технические условия.

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Основные положения.

Изготовитель

Оренбургский филиал Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго»

(Оренбургский филиал ООО «Газпром энерго»)

Юридический адрес: 460021, г. Оренбург, ул.60 лет Октября, д.11

Почтовый адрес: 460027, г. Оренбург, ул. Донгузская, д.26

ИНН: 7736186950

Тел.: (3532) 68-71-26

Факс: (3532) 68-71-27

E-mail:

info@of.energo.gazprom.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго»

(ООО «Альфа-Энерго»)

Юридический адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1