Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Кунгурское ЛПУ МГ КС "Кунгурская" , ГРСИ 78093-20
Номер госреестра:
78093-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Кунгурское ЛПУ МГ КС "Кунгурская"
Обозначение типа:
Производитель:
ИТЦ ООО "Газпром энерго", г.Оренбург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 18.003-2019
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 77110
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»ООО «Газпром трансгаз
Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ
МГ КС «Кунгурская» (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 11
-
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
расхождении более чем на ±2 с.
Лист № 3
Всего листов 11
УСПД получает шкалу времени от приемника сигналов GPS/ГЛОНАСС УССВ-2. 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 ±2 с. При каждом опросе счетчиков УСПД определяет поправку
часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает ±2 с (параметр
настраиваемый), 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.
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
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
1
ПС 110 кВ Калиничи,
ОРУ-35 кВ,
ВКЛ 35 кВ Калиничи-
Компрессорная ц.1
ТФЗМ-35А-У1
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег. № 3690-73
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
2
ПС 110 кВ Калиничи,
ОРУ-35 кВ,
ВЛ 35 кВ Калиничи-
Компрессорная ц.2
ТФЗМ-35А-У1
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 3690-73
УСПД RTU-
325L Рег №
trial-08; УССВ-
2 Рег № 54074-
13; ЦСОИ
Таблица 2 – Состав ИК
№
ИК
1
2
3
5
УСПД/УССВ/
Сервер
6
4
НАМИ-35
УХЛ1
Кл.т. 0,5
Ктн=35000/100
Рег. № 19813-
09
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
Ктн =35000/√3/
100/√3
Рег. № 912-70
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
Лист № 4
Всего листов 11
3
ПС 110 кВ Калиничи,
КРУН-10 кВ,
1 СШ 10 кВ,
яч.2
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 2473-69
4
ПС 110 кВ Калиничи,
КРУН-10 кВ,
1 СШ 10 кВ,
яч.3
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 2473-69
5
ПС 110 кВ Калиничи,
КРУН-10 кВ,
1 СШ 10 кВ,
яч.6
ТЛП-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 50/5
Рег. № 30709-08
6
ПС 110 кВ Калиничи,
КРУН-10 кВ,
1 СШ 10 кВ,
яч.8
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 2473-69
7
ПС 110 кВ Калиничи,
КРУН-10 кВ,
2 СШ 10 кВ,
яч.11
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 2473-69
8
ПС 110 кВ Калиничи,
КРУН-10 кВ,
2 СШ 10 кВ,
яч.12
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 2473-69
9
ПС 110 кВ Калиничи,
КРУН-10 кВ,
2 СШ 10 кВ,
яч.13
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 50/5
Рег. № 2473-69
10
ПС 110 кВ Калиничи,
КРУН-10 кВ,
2 СШ 10 кВ,
яч.16
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 2473-69
11
ПС 110 кВ Калиничи,
КРУН-10 кВ,
2 СШ 10 кВ,
яч.17
ТЛП-10
Кл.т. 0,5S
Ктт = 50/5
Рег. № 30709-08
УСПД RTU-
325L Рег №
37288-08;
УССВ-2 Рег №
54074-13;
ЦСОИ
Продолжение таблицы 2
1
2
3
6
4
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/100
Рег. № 831-69
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/100
Рег. № 831-69
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/100
Рег. № 831-69
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/100
Рег. № 831-69
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/100
Рег. № 831-69
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/100
Рег. № 831-69
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/100
Рег. № 831-69
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/100
Рег. № 831-69
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/100
Рег. № 831-69
5
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
Лист № 5
Всего листов 11
12
ПС 110 кВ Калиничи,
КРУН-10 кВ,
2 СШ 10 кВ,
яч.18
ТЛП-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 50/5
Рег. № 30709-08
13
ПС 110 кВ
Новокунгурская,
ЗРУ-10 кВ,
1 СШ 10 кВ, яч. 2,
ввод №1 10 кВ
ТЛО-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 300/5
Рег. № 25433-06
Меркурий 234
ARTM-00 PB.R
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-
11
14
ПС 110 кВ
Новокунгурская,
ЗРУ-10 кВ,
1 СШ 10 кВ, яч.1,
ВЛ 10 кВ №1
ТЛО-10
Кл.т. 0,5S
Ктт = 100/5
Рег. № 25433-06
Меркурий 234
ARTM-00 PB.R
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-
11
15
ПС 110 кВ
Новокунгурская,
ЗРУ-10 кВ,
1 СШ 10 кВ, яч.7,
ВЛ 10 кВ №7
ТЛО-10
Кл.т. 0,5S
Ктт = 100/5
Рег. № 25433-06
Меркурий 234
ARTM-00 PB.R
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-
11
16
ПС 110 кВ
Новокунгурская,
ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10
кВ, яч. 24,
ввод №2 10 кВ
ТЛО-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 300/5
Рег. № 25433-06
Меркурий 234
ARTM-00 PB.R
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-
11
17
ПС 110 кВ
Новокунгурская,
ЗРУ-10 кВ,
2 СШ 10 кВ, яч.21,
ВЛ 10 кВ №17
ТЛО-10
Кл.т. 0,5S
Ктт = 100/5
Рег. № 25433-06
Меркурий 234
ARTM-00 PB.R
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-
11
18
ПС 35 кВ
Компрессорная,
ЗРУ-10 кВ №1 ГКС-2,
1 СШ 10 кВ,
яч.4
ТЛО-10
Кл.т. 0,5S
Ктт = 100/5
Рег. № 25433-06
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-
08
УСПД RTU-
325L Рег №
37288-08;
УССВ-2 Рег №
54074-13;
ЦСОИ
Продолжение таблицы 2
1
2
3
6
5
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
4
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/100
Рег. № 831-69
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Лист № 6
Всего листов 11
ТЛО-10
Кл.т. 0,5S
Ктт = 100/5
Рег. № 25433-06
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-
08
Окончание таблицы 2
12
3
5
ПС 35 кВ
Компрессорная,
19 ЗРУ-10 кВ №1 ГКС-2,
2 СШ 10 кВ,
яч.21
4
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
6
УСПД RTU-
325L Рег №
37288-08;
УССВ-2 Рег №
54074-13;
ЦСОИ
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.
2Допускается 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
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
cos
j
0,50
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±2,1±1,6
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±1,7±1,4
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
±1,4±1,0
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
±1,4±1,0
ИК
№№
5, 12
0,80
0,87
1,00
1, 2, 3, 0,50
4, 6, 7,
0,80
8, 9, 10
0,87
1,00
13, 160,50
0,80
0,87
1,00
110,50
0,80
0,87
1,00
14, 15, 0,50
17, 18,
0,80
19
0,87
1,00
±1,3±2,0
±1,3±2,3
±1,0-
--
--
--
--
--
--
--
--
±4,8±2,4
±2,6±4,0
±2,2±4,9
±1,6-
±4,9±2,7
±2,7±4,1
±2,4±5,0
±1,9-
±1,1±1,7±0,9±1,3
±1,0±1,9±0,8±1,5
±0,8-±0,7-
±5,4±2,7±2,9±1,5
±2,9±4,4±1,6±2,4
±2,5±5,5±1,4±3,0
±1,8-±1,1-
±5,5±3,0±3,0±1,8
±3,0±4,6±1,7±2,6
±2,7±5,6±1,5±3,1
±1,8-±1,2-
±3,0±1,8±2,2±1,2
±1,7±2,6±1,2±1,9
±1,5±3,1±1,1±2,2
±1,1-±0,9-
±3,1±2,1±2,3±1,5
±1,9±2,9±1,4±2,1
±1,8±3,3±1,2±2,4
±1,2-±1,0-
±0,9±1,3
±0,8±1,5
±0,7-
±2,2±1,2
±1,2±1,9
±1,1±2,2
±0,9-
±2,3±1,5
±1,4±2,1
±1,2±2,4
±1,0-
±2,2±1,2
±1,2±1,9
±1,1±2,2
±0,9-
±2,3±1,5
±1,4±2,1
±1,2±2,4
±1,0-
Лист № 7
Trial листов 11
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
cos
j
0,50
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
W
A
%δ
W
P
%
±2,2±2,1
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
±1,7±1,9
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
% δ
W
P
%
±1,5±1,7
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
% δ
W
P
%
±1,5±1,7
ИК
№№
5, 12