Untitled document

Приложение к свидетельству № 76991

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой»

УГП-5В

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-5В (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 средства измерений

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 «АльфаЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10). ЦСОИ

включаетвсебяканалообразующуюаппаратуру,серверыбазданных(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 активнаяи 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.

Лист № 2

Всего листов 9

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;

перемножениерезультатовизмерений,хранящихсявбазеданных,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

расхожденииболее 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.

Лист № 3

Всего листов 9

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

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

«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в

таблице 1.

не ниже 12.1

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

обеспечения

Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование программного

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер)

программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного

обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические

характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.

УСПД RTU-327

Рег. № 41907-09;

УССВ-2

Рег. № 54074-13;

ЦСОИ

Таблица 2 – Состав ИК

Счетчик

УСПД/УССВ/Сервер

№Наименование ИКТТТН

ИК

1234

1 ПС 110 кВ УГП-5В,

ЗРУ-6 кВ,1СШ 6кВ

яч.1

2 ПС 110 кВ УГП-5В,

ЗРУ-6 кВ,

1СШ 6кВ, яч.3

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн = 6000/100

Рег. № 11094-

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн = 6000/100

Рег. № 11094-

AS1440-512-

RAL-P3W-B

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48535-

AS1440-512-

RAL-P3W-B

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48535-

3 ПС 110 кВ УГП-5В,

ЗРУ-6 кВ,

1СШ 6кВ, яч.5

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 400/5

Рег. №

25433-11

ТОЛ-10

УТ2

Кл.т. 0,5

Ктт = 300/5

Рег. №

6009-77

ТОЛ-10

УТ2

Кл.т. 0,5

Ктт = 300/5

Рег. №

6009-77

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн = 6000/100

Рег. № 11094-

AS1440-512-

RAL-P3W-B

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48535-

Лист № 4

Всего листов 9

УСПД RTU-327

Рег. № 41907-09;

УССВ-2

Рег. № 54074-13;

ЦСОИ

Окончание таблицы 2

12345

4 ПС 110 кВ УГП-5В,

ЗРУ-6 кВ,

1СШ 6кВ, яч.7

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн = 6000/100

Рег. № 11094-

AS1440-512-

RAL-P3W-B

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48535-

5 ПС 110 кВ УГП-5В,

ЗРУ-6 кВ,

1СШ 6кВ, яч.15

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн = 6000/100

Рег. № 11094-

AS1440-512-

RAL-P3W-B

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48535-

6 ПС 110 кВ УГП-5В,

ЗРУ-6 кВ,

2СШ 6кВ, яч. 14

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 6000/100

Рег. № 831-69

AS1440-512-

RAL-P3W-B

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48535-

7 ПС 110 кВ УГП-5В,

ЗРУ-6 кВ,

2СШ 6кВ, яч.20

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 6000/100

Рег. № 831-69

AS1440-512-

RAL-P3W-B

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48535-

8 ПС 110 кВ УГП-5В,

ЗРУ-6 кВ,

2СШ 6кВ, яч.16

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 6000/100

Рег. № 831-69

AS1440-512-

RAL-P3W-B

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48535-

9 ПС 110 кВ УГП-5В,

ЗРУ-6 кВ,

2СШ 6кВ, яч.18

ТОЛ-10

УТ2

Кл.т. 0,5

Ктт = 300/5

Рег. №

6009-77

ТОЛ-10

УТ2

Кл.т. 0,5

Ктт = 300/5

Рег. №

6009-77

ТОЛ-10

УТ2

Кл.т. 0,5

Ктт = 300/5

Рег. №

6009-77

ТОЛ-10

УТ2

Кл.т. 0,5

Ктт = 300/5

Рег. №

6009-77

ТОЛ-10

УТ2

Кл.т. 0,5

Ктт = 300/5

Рег. №

6009-77

ТОЛ-10

УТ2

Кл.т. 0,5

Ктт = 300/5

Рег. №

6009-77

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 6000/100

Рег. № 831-69

AS1440-512-

RAL-P3W-B

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48535-

10 ПС 110 кВ УГП-5В,ТЛО-10НТМИ-10-66AS1440-512-

ЗРУ-6 кВ,Кл.т. 0,2SКл.т. 0,5RAL-P3W-B

2СШ 6кВ, яч.22Ктт = 400/5Ктн = 6000/100Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. №Рег. № 831-69Рег. № 48535-

25433-08 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.

2 Допускается 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

Лист № 5

Всего листов 9

cos

Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения

0,50

≤ I

изм

Wо

%δ

Wо

±2,1±1,9

≤ I

изм

Wо

%δ

Wо

±1,6±1,8

≤ I

изм

100

Wо

% δ

Wо

±1,1±1,2

100

≤ I

изм

≤I

120

Wо

% δ

Wо

±1,1±1,2

ИК

№№

0,80±1,5±2,2±1,3

0,87±1,5±2,4±1,3

1,00±1,4-±0,8

100,50±2,3±2,0±1,9

0,80±1,7±2,4±1,4

0,87±1,6±2,6±1,4

1,00±1,4-±0,9

2, 3, 4, 0,50 - - ±5,4

0,80 - - ±3,0

0,87 - - ±2,6

1,00--±1,8

6, 7, 8,0,50--±5,5

0,80--±3,0

0,87 - - ±2,7

1,00 - - ±1,8

±1,9±0,9

±2,0±0,8

-±0,7

±1,9±1,5

±2,1±1,1

±2,3±1,0

-±0,9

±2,9±2,8

±4,5±1,6

±5,5±1,4

-±1,1

±3,0±3,0

±4,6±1,7

±5,6±1,5

-±1,2

±1,3±0,9±1,3

±1,4±0,8±1,4

-±0,7-

±1,3±1,5±1,3

±1,6±1,1±1,6

±1,8±1,0±1,8

-±0,9-

±1,7±2,0±1,4

±2,4±1,2±1,9

±2,9±1,1±2,2

-±0,9-

±1,8±2,3±1,5

±2,6±1,4±2,1

±3,1±1,2±2,4

-±1,0-

cos

Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

0,50

≤ I

изм

%δ

±2,5±3,2

≤ I

изм

%δ

±2,1±3,2

≤ I

изм

100

% δ

±1,7±2,9

100

≤ I

изм

≤I

120

% δ

±1,7±2,9

ИК

№№

0,80±2,0±3,4±1,9

0,87±2,0±3,5±1,9

1,00±1,9-±1,1

100,50±2,7±3,2±2,3

0,80±2,1±3,5±2,0

0,87±2,1±3,7±1,9

1,00±2,0-±1,2

2, 3, 4, 0,50 - - ±5,6

0,80 - - ±3,3

0,87 - - ±3,0

1,00--±2,0

6, 7, 8,0,50--±5,7

0,80--±3,3

0,87 - - ±3,0

1,00 - - ±2,0

±3,3±1,6

-±1,1

±3,2±2,1

±3,4±1,7

±3,5±1,7

-±1,2

±3,9±3,1

±5,2±2,1

±6,1±2,0

-±1,3

±4,0±3,3

±5,3±2,2

±6,2±2,0

-±1,4

±3,0±1,6±3,0

-±1,1-

±3,0±2,1±3,0

±3,1±1,7±3,1

±3,2±1,7±3,2

-±1,2-

±3,1±2,4±3,0

±3,6±1,8±3,2

±3,9±1,7±3,4

-±1,2-

±3,2±2,6±3,1

±3,7±1,9±3,4

±4,1±1,8±3,6

-±1,3-

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с

Лист № 6

Всего листов 9

Окончание таблицы 4

Примечание:

– сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I

– сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I

–

сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;

100

– сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;

120

– сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;

изм

–силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно

номинального тока ТТ;

Wо

– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при

вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;

Wо

– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при

вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;

– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности

Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;

– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности

Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.

от (2)5 до 120

от 99 до 101

0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

от +21 до +25

от (2)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

100

3,5

Значение