Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «29» марта 2021 г. №425

Лист № 1

Регистрационный № 81289-21Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

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

ПС 110/35/6 кВ «ГП-7»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Оренбург» ПС 110/35/6 кВ

«ГП-7» (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, двухуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ состоит из двух 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 (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, 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 активная и реактивная электрическая

мощность.

Лист № 2

Всего листов 7

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;



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

информационнымисистемамисубъектовоптовогорынкаиинфраструктурными

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 ИВК;



посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов

ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от уровня

ИИК 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, счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени

UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа ССВ-

1Г. Синхронизация часов ЦСОИ с сервером синхронизации времени происходит при

расхождении более чем на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов ЦСОИ

осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов

счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов ЦСОИ ±1 с.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в

виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.

Лист № 3

Всего листов 7

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от

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 1.

не ниже 12.1

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

обеспечения

Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование программного

trology

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.

ПС 110 кВ ГП-7,

ОРУ-35 кВ,

1 СШ 35 кВ,

Ввод-1, ТМ-1

ССВ-1Г

Рег. №

58301-14;

Сервер БД

ПС 110 кВ ГП-7,

ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35

кВ, ВЛ-35 кВ

"Тюльпан"

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-06

ПС 110 кВ ГП-7,

ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35

кВ, ВЛ-35 кВ "9

Января" 1 линия

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-06

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-06

A1802RAL-P4GB-

DW-3

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № trial-06

A1802RAL-P4GB-

DW-3

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-06

Таблица 2 – Состав ИК

№

ТТТН

ИК

Наименование ИК

1 2

ИВК

Счетчик

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-06

ПС 110 кВ ГП-7,

4ОРУ-35 кВ, 2 СШ 35

кВ, Ввод-2, ТМ-2

Рег. № 3689-73

УХЛ1

Кл.т. 0,5

ПС 110 кВ ГП-7,

5КРУН-6 кВ, 1 СШ 6

кВ, Ввод-1, яч.5

95УХЛ2

Кл.т. 0,5

Ктн = 6000/100

ПС 110 кВ ГП-7,

6КРУН-6 кВ, 2 СШ 6

кВ, Ввод-2, яч.16

Рег. № 1276-59

95УХЛ2

Кл.т. 0,5

ТОЛ-35НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,2S Кл.т. 0,5

Ктт = 300/5Ктн = 35000/100

Рег. № 21256- Рег. №

0719813-09

ТОЛ-35 НАМИ-35

Кл.т. 0,2S УХЛ1

Ктт = 200/5 Кл.т. 0,5

Рег. № 21256- Ктн = 35000/100

07 Рег. № 19813-09

ТОЛ-35НАМИ-35

Кл.т. 0,2S УХЛ1

Ктт = 200/5Кл.т. 0,5

Рег. № 21256- Ктн = 35000/100

07Рег. № 19813-09

ТФНД-35М

НАМИ-35

Кл.т. 0,5

Ктт = 300/5

Ктн = 35000/100

Рег. № 19813-09

ТПЛ-10У3

НАМИ-10-

Кл.т. 0,5

Ктт = 400/5

Рег. № 1276-59

Рег. № 20186-05

ТПЛ-10У3

НАМИ-10-

Кл.т. 0,5

Ктт = 400/5

тн

6000/100

Рег. № 20186-05

Лист № 4

Всего листов 7

Окончание таблицы 2

123456

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 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

cos



Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения

ИКI

≤ I

изм

≤ I

изм

≤ I

изм

100

≤ I

изм

≤I

120

№№ δ

Wо

%δ

Wо

% δ

Wо

%δ

Wо

% δ

Wо

%δ

Wо

% δ

Wо

%δ

Wо

1, 2, 30,50

0,80

0,87

1,00

4, 5, 60,50

0,80

0,87

1,00

±2,1±1,6

±1,3±2,0

±1,3±2,3

±1,0-

±1,7±1,4

±1,1±1,7

±1,0±1,9

±0,8-

±5,4±2,7

±2,9±4,4

±2,5±5,5

±1,8-

±1,4±1,0

±0,9±1,3

±0,8±1,5

±0,7-

±2,9±1,5

±1,6±2,4

±1,4±3,0

±1,1-

±1,4±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-

cos



Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

ИК

№№

≤ I

изм

%δ

≤ I

изм

%δ

≤ I

изм

100

% δ

100

≤ I

изм

≤I

120

% δ

1, 2, 30,50

0,80

0,87

1,00

4, 5, 60,50

0,80

0,87

1,00

±2,2±2,1

±1,5±2,4

±1,4±2,7

±1,2-

±1,7±1,9

±1,2±2,2

±1,2±2,3

±0,8-

±5,4±3,0

±2,9±4,6

±2,6±5,6

±1,8-

±1,5±1,7

±1,1±1,9

±1,0±2,1

±0,8-

±3,0±2,0

±1,7±2,8

±1,5±3,3

±1,1-

±1,5±1,7

±1,1±1,9

±1,0±2,1

±0,8-

±2,3±1,8

±1,4±2,3

±1,2±2,6

±0,9-

Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы

времени UTC(SU) ±5 с

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.

Лист № 5

Всего листов 7

Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристикиЗначение

Количество измерительных каналов 6

Нормальные условия:



ток, % от I

ном

от (2)5 до 120



напряжение, % от U

ном

от 99 до 101



коэффициент мощности cos



0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

температура окружающего воздуха для счетчиков,



С:

от +21 до +25

Рабочие условия эксплуатации:

допускаемые значения неинформативных параметров:



ток, % от I

ном

от (2)5 до 120



напряжение, % от U

ном

от 90 до 110



коэффициент мощности cos



0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

температура окружающего воздуха, °C:

дл

и Т

Нот -40 до +40

- для счетчиков

от 0 до +40

дл

ераот +15 до +25

Период измерений активной и реактивной средней мощности и 30

приращений электрической энергии, минут

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам Автоматическое

Формирование базы данных с указанием времени измерений и Автоматическое

времени поступления результатов

Глубина хранения информации

Счетчики:



тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

100

Сервер ИВК:



хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

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 ИИК 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.

Лист № 6

Всего листов 7

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 сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АУВП.411711.095.ФО «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»

ООО «Газпром добыча Оренбург» ПС 110/35/6 кВ «ГП-7». Формуляр».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики

ПО ИВК

Сервер БД

Обозначение

ТПЛ-10У3

ТФНД-35М

ТОЛ-35

НАМИ-35 УХЛ1

НАМИ-10-95УХЛ2

A1802RAL-P4GB-DW-4

A1802RAL-P4GB-DW-3

АльфаЦЕНТР

StratusFT Server 4700P4700-2S

Количество, шт.

ССВ-1Г

АУВП.411711.095.ФО

Сервер синхронизации времени

Система автоматизированная

информационно-измерительная

коммерческого учета электроэнергии ООО

"Газпром энерго" ООО "Газпром добыча

Оренбург" ПС 110/35/6 кВ "ГП-7". Формуляр

ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная

коммерческого учета электроэнергии ООО

"Газпром энерго" ООО "Газпром добыча

Оренбург" ПС 110/35/6 кВ "ГП-7". Методика

поверки

МП-315-RA.RU.310556-2020

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 добыча

Оренбург» ПС 110/35/6 кВ «ГП-7»» Методика измерений аттестована Западно-Сибирским

филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП

«ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе

№ RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.