Приложение к свидетельству № 71291
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
коммерческого
ООО «Газпром
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго»
трансгаз Югорск» КС Сосновская
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск»
КС Сосновская предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии,
потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами
ООО «Газпром трансгаз Югорск», автоматизированного сбора, хранения, обработки и передачи
полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Уровни АИИС КУЭ:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие в
себяизмерительныетрансформаторынапряжения(далее–ТН),измерительные
трансформаторы тока (далее – ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной
электрической энергии (далее – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические
средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительные комплексы электроустановки (далее –
ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных RTU-325 (далее – УСПД);
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в
себя каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (далее – АРМ) ООО
«Газпром энерго», АО «Межрегионэнергосбыт», центр сбора и обработки информации (далее –
ЦСОИ) ООО «Газпром энерго», выполненный на основе промышленного компьютера и
работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «Альфа-ЦЕНТР»
(Рег. номер 44595-10).
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров
контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных
трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной
мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе,
хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным
значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются
мгновенные значения мощности. За период сети (0,02 с) из мгновенных значений мощности
вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их
среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется
из значений активной и полной мощности.
Лист № 2
Всего листов 6
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления
преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков
осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению
передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала
временинакопленноеколичествоимпульсовизкаждогорегистрапереноситсяв
долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале
координированного времени UTC.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
-
один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов
измерений;
-
обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период
30 минут в именованные величины;
-
хранение результатов измерений в базе данных;
-
передачу результатов измерений в ИВК.
В ИВК осуществляется:
-
сбор данных с уровня ИВКЭ;
-
хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе
данных;
-
визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
-
формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным
организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности ОРЭМ за электронно-
цифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.
В составе АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения
единоговремени(СОЕВ).СОЕВфункционируетследующимобразом.Устройство
синхронизации системного времени УССВ-16HVS осуществляет прием и обработку сигналов
GPS и синхронизацию часов УСПД со шкалой времени UTC с периодичностью не реже 1 раза в
30 минут. УСПД передает собственную шкалу времени на уровень ИИК ТИ. При каждом
опросе счетчика УСПД вычисляет поправку времени часов счетчика. И если поправка
превышает величину ± 2 c, УСПД формирует команду на синхронизацию счетчика.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
1.Каналы связи между ИИК и ИВКЭ.
Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются со счетчиков
на уровень ИВКЭ в режиме автоматической передачи данных по программируемому
расписанию опроса, но не реже одного раза в сутки.
Данные со счетчиков электроэнергии передаются через преобразователь интерфейсов
RS-485/Ethernet в УСПД RTU-325..
2.Каналы связи между ИВКЭ и ИВК.
Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются на уровень
ИВК в режимах автоматической передачи данных или выполнения запроса «по требованию».
Связь между ИВКЭ и ИВК организована по каналам связи, разделенным на физическом
уровне:
-
в качестве основного канала связи используется спутниковый канал передачи данных
по технологии V-SAT.
-
на случай выхода основного канала связи в качестве резервного используется
наземный цифровой канал связи G.701
Передача информации другим заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется с
уровня ИВК. Передача информации происходит через межсетевой экран.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы
(ИК).
Перечень измерительных каналов и измерительных компонентов (средств измерений) в
составе первого и второго уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 6
1
ПС 110/10 кВ
«Сосновская», ЗРУ-
10 кВ, 1 СШ 10 кВ,
яч. 13 Ввод № 1
J17ARG
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/5
Рег. № 19809-00
VRM2N/S2
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 18532-99
2
ПС 110/10 кВ
«Сосновская», ЗРУ-
10 кВ, 2 СШ 10 кВ,
яч. 14 Ввод № 2
J17ARG
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/5
Рег. № 19809-00
VRM2N/S2
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 18532-99
3
ПС 110/10 кВ
«Сосновская», ЗРУ-
10 кВ, 3 СШ 10 кВ,
яч. 61 Ввод № 3
J17ARG
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/5
Рег. № 19809-00
VRM2N/S2
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 18532-99
4
ПС 110/10 кВ
«Сосновская», ЗРУ-
10 кВ, 4 СШ 10 кВ,
яч. 62 Ввод № 4
J17ARG
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/5
Рег. № 19809-00
VRM2N/S2
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 18532-99
5
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
6
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Таблица 1 – перечень ИК и состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
№Диспетчерское
ИК наименование ИК
электрической
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
ТрансформаторТрансформатор
Счётчик
ИВКЭ
токанапряжения
энергии
(УСПД)
ПС 110/10 кВ
«Сосновская», ЗРУ-
10 кВ, 3 СШ 10 кВ,
яч. 41
ПС 110/10 кВ
«Сосновская», ЗРУ-
10 кВ, 4 СШ 10 кВ,
яч. 38
TCF2/B
кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег.№ 18531-99
TCF2/B
кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег.№ 18531-99
VRM2N/S2
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 18532-99
VRM2N/S2
кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 18532-99
Альфа А1800,
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Альфа А1800,
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Альфа А1800,
A1802RALQ-УСПД
P4GB-DW-4 RTU-
кл.т. 0,2S/0,5 325
Рег. № 31857-06Рег №
Альфа А1800,
37288-
A1802RALQ-
08
P4GB-DW-4
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяПО«АльфаЦентр».УровеньзащитыПОот
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
«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в
таблице 2.
12.1
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
обеспечения
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование программного
a
c
_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер)
программного обеспечения
Цифровой идентификатор программного
обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)
Лист № 4
Всего листов 6
Метрологические и технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблице 3, технические характеристики
приведены в таблице 4.
Таблица 3 – Метрологические характеристики
I, % отКоэффициент
Iноммощности
50,50
ИК № 1, 2, 3, 4
±δ
Wо
A
, %±δ
W
A
, %±δ
W
Р
, %
±2,3 ±2,4 ±2,1
±δ
Wо
A
, %
±5,4
ИК № 5, 6
±δ
W
A
, %±δ
W
Р
, %
±5,4 ±3,0
5 0,80
5 0,87
5 1,00
20 0,50
20 0,80
20 0,87
20 1,00
100, 1200,50
100, 1200,80
100, 1200,87
100, 1201,00
±1,5±1,6±2,5±2,9
±1,3±1,5±2,8±2,5
±1,1±1,1 -±1,8
±1,6±1,7±1,7±2,9
±1,0±1,1±2,0±1,6
±0,9±1,1±2,2±1,4
±0,8±0,8 -±1,1
±1,4±1,5±1,7±2,2
±0,9±1,1±1,9±1,2
±0,8±1,0±2,1±1,1
±0,7±0,8 -±0,9
±2,9±4,6
±2,6±5,6
±1,8 -
±3,0±2,0
±1,7±2,8
±1,5±3,3
±1,1 -
±2,3±1,8
±1,4±2,3
±1,2±2,6
±0,9 -
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ ±5 с.
Примечания:
1. δ
Wо
A
– границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной
энергии;
2. δ
W
A
– границы допускаемой относительной погрешности измерения активной энергии в
рабочих условиях применения;
3. δ
W
Р
– границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной энергии в
рабочих условиях применения.
Значение
6
30
30
автоматическое
автоматическое
3,5
автоматическое
от 0 до +40
от -40 до +40
от 49,5 до 50,5
от 198 до 242
не более 0,05
Таблица 4 – Технические характеристики
Характеристика
Количество измерительных каналов
Период измерений активной и реактивной средней электрической
мощности и приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием
времени проведения измерений и времени поступления результатов
измерений в базу данных
Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
-
температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН),
°
С
-
температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН),
°
С
-
частота сети, Гц
-
напряжение сети питания, В
-
индукция внешнего магнитного поля, мТл
Допускаемые значения информативных параметров:
-
ток, % от I
ном
-
напряжение, % от U
ном
-
коэффициент мощности cos
j
от 5 до 120
от 90 до 110
0,5 инд. – 1,0 – 0,8
емк.
Лист № 5
Всего листов 6
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра МРЕК.411711. 077.ФО
«Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск»
КС Сосновская. Формуляр».
Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Тип, модификация,
обозначение
J17ARG
TCF2/B
VRM2N/S2
СЭТ-4ТМ.03М
Альфа А1800
ЦСОИ, АРМ
УССВ-16HVS
RTU-325
МРЕК.411711.077.
ФО
Количе-
ство, шт.
12
6
20
2
4
1
1
1
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Счетчики
ИВК
Устройства синхронизации системного времени
Устройства сбора и передачи данных
Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром
трансгаз Югорск» КС Сосновская. Формуляр
Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром
трансгаз Югорск» КС Сосновская. Методика поверки
МП-144-
RA.RU.310556-2018
1
Поверка
осуществляется по документу МП-144-RA.RU.310556-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС Сосновская, утвержденному
ФГУП «СНИИМ» 13.06.2018 г.
Основные средства поверки:
-
NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона
времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012 или вторичных эталонов
ВЭТ 1-5, ВЭТ 1-7;
-
для проверки вторичных цепей ТТ и ТН 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);
-
для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
-
для ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
-
для счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с документом
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика
поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и
документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа
А1800. Дополнение к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
-
длясчетчиковэлектрическойэнергииСЭТ-4ТМ.03Мподокументу
ИГЛШ.411152.145РЭ1«СчетчикиэлектрическойэнергиимногофункциональныеСЭТ-
4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации Часть 2. Методика поверки»
утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
Лист № 6
Всего листов 6
-
устройства сбора и передачи данных RTU-325 в соответствии с документом
ДЯИМ.466.543.005МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-325 и RTU-325L.
Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром
трансгаз Югорск» КС Сосновская. Свидетельство об аттестации методики измерений № 382-
RA.RU.311735-2018 от 31.05.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО
«Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС Сосновская
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Изготовитель
Оренбургский филиал Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго»
ИНН 7736186950
Адрес: 460021, г. Оренбург, ул. 60 лет Октября, д. 11
Телефон: +7 (3532) 687-126
Факс: +7 (3532) 687-127
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный
ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии»
(ФГУП «СНИИМ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон: +7 (383) 210-08-14
Факс: +7 (383) 210-13-60
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.