Приложение к свидетельству № 77116
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Сургут»
Южно-Балыкское ЛПУ МГ КС-5 «Южно-Балыкская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Сургут» Южно-Балыкское
ЛПУ МГ КС-5 «Южно-Балыкская» (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;
Лист № 2
Всего листов 8
-
передачу результатов измерений в ИВК.
-
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. УСВ-3 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.
Лист № 3
Всего листов 8
Синхронизация часов УСПД с УСВ-3 происходит при расхождении более чем на ±1 с. 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.
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 220 кВ КС-5,
ЗРУ-10 кВ №1,
Ввод 3, яч. 19
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн = 10000/100
Рег. № 11094-87
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
27524-04
2
ПС 220 кВ КС-5,
ЗРУ-10 кВ №1,
Ввод 4, яч. 6
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн = 10000/100
Рег. № 11094-87
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
27524-04
УСПД RTU-325
Рег. № 37288-08;
УСВ-3
Рег. № 64242-16;
ЦСОИ
Таблица 2 – Состав ИК
№
ИК
1
2
4
5
УСПД/УССВ/
Сервер
6
3
ТЛ-10У3
Кл.т. 0,5
Ктт =
3000/5
Рег. №
4346-74
ТЛ10-II
Кл.т. 0,5
Ктт =
3000/5
Рег. №
4346-74
Лист № 4
Всего листов 8
ТЛ10-II
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 4346-74
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн = 10000/100
Рег. № 11094-87
ТЛ10-II
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 4346-74
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн = 10000/100
Рег. № 11094-87
УСПД RTU-325
Рег. № 37288-08;
УСВ-3
Рег. № 64242-16;
ЦСОИ
Окончание таблицы 2
12
6
ПС 220 кВ КС-5,
3ЗРУ-10 кВ №1,
Ввод 5, яч. 65
ПС 220 кВ КС-5,
4ЗРУ-10 кВ №1,
Ввод 6, яч. 44
3
ТЛ10-II
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 4346-74
ТЛ10-II
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 4346-74
4
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн = 10000/100
Рег. № 11094-87
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 16687-02
ПС 220 кВ КС-5,
5ЗРУ-10 кВ №2,
Ввод 1, яч. 22
ПС 220 кВ КС-5,
6ЗРУ-10 кВ №2,
Ввод 2, яч. 33
ПС 220 кВ КС-5,
7ЗРУ-10 кВ №2,
Ввод 7, яч. 5
ПС 220 кВ КС-5,
8ЗРУ-10 кВ №2,
Ввод 8, яч. 14
ТЛ10-II
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 4346-74
ТЛ10-II
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 4346-74
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн = 10000/100
Рег. № 11094-87
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн = 10000/100
Рег. № 11094-87
5
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
27524-04
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
27524-04
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-17
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-08
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
27524-04
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
27524-04
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 trial. 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
ИК №№cos
j
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±5,3±2,6
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
±2,7±1,4
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±1,9±1,1
1, 2, 3, 5, 6, 7, 80,50
0,80±2,8
0,87±2,4
1,00±1,7
40,50±5,4
0,80±2,9
0,87±2,5
1,00±1,8
±4,3±1,5
±5,4±1,3
-±0,9
±2,7±2,9
±4,4±1,6
±5,5±1,4
-±1,1
±2,3±1,1±1,6
±2,8±0,9±2,0
-±0,7-
±1,5±2,2±1,2
±2,4±1,2±1,9
±3,0±1,1±2,2
-±0,9-
Лист № 5
Всего листов 8
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК №№cos
j
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
±5,3±2,9
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
% δ
W
P
%
±2,8±2,0
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
%δ
W
P
%
±2,0±1,7
1, 2, 3, 5, 6, 7, 80,50
0,80±2,9
0,87±2,5
1,00±1,7
40,50±5,4
0,80±2,9
0,87±2,6
1,00±1,8
±4,6±1,6
±5,5±1,4
-±1,0
±3,0±3,0
±4,6±1,7
±5,6±1,5
-±1,1
±2,6±1,2±2,1
±3,1±1,1±2,4
-±0,8-
±2,0±2,3±1,8
±2,8±1,4±2,3
±3,3±1,2±2,6
-±0,9-
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с
Примечание:
I
5
– сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I
20
– сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I
100
– сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I
120
– сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
I
изм
–силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно
номинального тока ТТ;
δ
Wо
A
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
δ
Wо
Р
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
δ
W
A
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
δ
W
P
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
от 5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
от 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
Значение
2
8
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
-
ток, % от I
ном
-
напряжение, % от U
ном
-
коэффициент мощности cos
j
температура окружающего воздуха для счетчиков,
°
С:
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
-
ток, % от I
ном
-
напряжение, % от U
ном
-
коэффициент мощности cos
j
температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков и УСПД
-
для сервера
Период измерений активной и реактивной средней мощности и
приращений электрической энергии, минут
30
Лист № 6
Всего листов 8
100
3,5
2
30
Автоматическое
Автоматическое
Окончание таблицы 5
1
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Формирование базы данных с указанием времени измерений и
времени поступления результатов
Глубина хранения информации
Счетчики:
-
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
Сервер ИВК:
-
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
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 ИВКЭ 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 УСПД;
-
установка пароля на ЦСОИ.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АУВП.411711.046.ФО «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
ООО «Газпром трансгаз Сургут» Южно-Балыкское ЛПУ МГ КС-5 «Южно-Балыкская».
Формуляр».
Лист № 7
Всего листов 8
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Обозначение
ТЛ10-II
ТЛ-10У3
НАМИТ-10
НАМИ-10
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03
RTU-325
УСВ-3
АльфаЦентр
АУВП.411711.046.ФО
Количество, шт.
21
3
1
7
2
6
1
1
1
1
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Счетчики
УСПД
СОЕВ
ИВК
Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО
"Газпром трансгаз Сургут" Южно-Балыкское
ЛПУ МГ КС-5 "Южно-Балыкская". Формуляр
Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО
"Газпром трансгаз Сургут" Южно-Балыкское
ЛПУ МГ КС-5 "Южно-Балыкская". Методика
поверки
МП-225-RA.RU.310556-2019
1
Поверка
осуществляется по документу МП-225-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
ООО « Газпром трансгаз Сургут» Южно-Балыкское ЛПУ МГ КС-5 «Южно-Балыкская».
Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 30.07.2019 г.
Основные средства поверки:
- 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);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- для поверки измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ применяются
средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа
измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится 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 ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Сургут»
Южно-Балыкское ЛПУ МГ КС-5 «Южно-Балыкская»». Методика измерений аттестована
ФГУП «СНИИМ». Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» по аттестации методик (методов)
измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Лист № 8
Всего листов 8
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром
энерго» ООО «Газпром трансгаз Сургут» Южно-Балыкское ЛПУ МГ КС-5 «Южно-
Балыкская»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Изготовитель
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром
энерго» (Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)
ИНН 7736186950
Адрес: 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295
Телефон: +7 (3532) 687-124, факс: +7 (3532) 687-127
Е-mail:
Испытательный центр
Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия
«Всероссийский научно - исследовательский институт физико-технических и радиотехнических
измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail:
Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» 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.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.