УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «23» июля 2021 г. № 1468
Лист № 1
Регистрационный № 82345-21Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Нижний
Новгород» Арзамасское ЛПУ МГ КС-24 «Лукояновская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»
Арзамасское ЛПУ МГ КС-24 «Лукояновская» (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), выполненный на
основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя
специализированноепрограммноеобеспечения«АльфаЦЕНТР»,каналообразующую
аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ)
ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют
измерительные каналы (ИК).
Первичныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям
измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика
электрическойэнергии. В счетчикемгновенныезначенияаналоговыхсигналов
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;
Лист № 2
Всего листов 9
средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая
мощность.
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;
перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, 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.
дистанционный доступ к компонентам АИИС
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
междуИВК,АРМ,информационнымисистемамисубъектовоптовогорынкаи
инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате
80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате
80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;
- информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде
электронного документа XML в формате 80030.
Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ
и/или сервере БД
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;
Лист № 3
Всего листов 9
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 Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает
шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени
утвержденного типа ССВ-1Г. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации
времени происходит при расхождении более чем на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков с
временем часов Сервера БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки).
Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со
временем часов Сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени,
на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер
в виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.
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.
обеспечения
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование программного
ac_metrology.dll
не ниже 12.1
(рассчитываемый по алгоритму MD5)
Номер версии (идентификационный номер)
программного обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
ТНСчетчикИВК
Таблица 2 – Состав ИК
№Наименование ИКТТ
ИК
123
456
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-
17
ССВ-1Г
Рег. №
58301-14;
Сервер
БД
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-
17
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-
17
1ПС 220 кВ
"Лукояновская",
ЗРУ 10 кВ "КС-24"
(Ямбург-Тула-2),
1 СШ 10 кВ, яч.13
2ПС 220 кВ
"Лукояновская",
ЗРУ 10 кВ "КС-24"
(Ямбург-Тула-2),
2 СШ 10 кВ, яч. 22
3ПС 220 кВ
"Лукояновская",
ЗРУ 10 кВ "КС-24"
(Ямбург-Тула-2),
3 СШ 10 кВ, яч.34
4ПС 220 кВ
"Лукояновская",
ЗРУ 10 кВ "КС-24"
(Ямбург-Тула-2),
4 СШ 10 кВ, яч.42
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-
17
5ПС 220 кВ
"Лукояновская",
ЗРУ 10 кВ "КС-24"
(Ямбург-Тула-2),
Ввод 10 кВ №1
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
BINOM337sU
3.57I3.5S16T
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 60113-
15
Лист № 5
Всего листов 9
Окончание таблицы 2
6
3
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
ССВ-1Г
Рег. №
58301-14;
Сервер
БД
12
6ПС 220 кВ
"Лукояновская",
ЗРУ 10 кВ "КС-24"
(Ямбург-Тула-2),
Ввод 10 кВ №2
7ПС 220 кВ
"Лукояновская",
ЗРУ 10 кВ "КС-24"
(Ямбург-Тула-2),
Ввод 10 кВ №3
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
4
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
5
BINOM337sU
3.57I3.5S16T
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 60113-
15
BINOM337sU3.
57I3.5S16T
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 60113-
15
8ПС 220 кВТЛШ-10ЗНОЛ.06BINOM337sU3.
"Лукояновская",Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5 57I3.5S16T
ЗРУ 10 кВ "КС-24" Ктт = 3000/5 Ктн = Кл.т. 0,2S/0,5
(Ямбург-Тула-2), Рег. № 6811-78 10000/√3:100/√3 Рег. № 60113-
Ввод 10 кВ №4Рег. № 3344-7215
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 сервера БД АИИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при
условии сохранения цифрового идентификатора ПО) и сервера синхронизации времени на
аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке.
5. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как
их неотъемлемая часть.
ИК №№
cos
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
I
5
≤ I
изм
<I
20
I
20
≤ I
изм
<I
100
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 80,50
0,80
0,87
1,00
±5,4±2,7
±2,9±4,4
±2,5±5,5
±1,8-
±2,9±1,5
±1,6±2,4
±1,4±3,0
±1,1-
±2,2±1,2
±1,2±1,9
±1,1±2,2
±0,9-
Лист № 6
Всего листов 9
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК №№cos
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
% δ
W
P
%
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
%δ
W
P
%
1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 0,50
0,80
0,87
1,00
±5,4±3,0±3,0±2,0
±2,9±4,6±1,7±2,8
±2,6±5,6±1,5±3,3
±1,8-±1,1-
±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:
I
2
– сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; 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.
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
температура окружающего воздуха для счетчиков,
С:
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
ток, % от I
ном
напряжение, % от U
ном
коэффициент мощности cos
Лист № 7
Всего листов 9
100
3,5
2
от -40 до +40
от 0 до +40
от +15 до +25
30
30
Автоматическое
Автоматическое
Окончание таблицы 5
1
температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
-
для сервера
Период измерений активной и реактивной средней 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 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 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.
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);
Лист № 8
Всего листов 9
установка пароля на счетчик;
установка пароля на Сервер БД.
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныйлистформуляраМРЕК.411711.088.ФО«Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Арзамасское ЛПУ МГ
КС-24 «Лукояновская». Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Обозначение
ТЛШ-10
ЗНОЛ.06
BINOM337sU3.57I3.5S16T
СЭТ-4ТМ.03М
АльфаЦЕНТР
ССВ-1Г
Stratus FT Server 4700 P4700-2S
МРЕК.411711.088.ФО
Количество, шт.
8
12
4
4
1
1
1
1
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Счетчики
ПО ИВК
СОЕВ
Сервер БД
Системаавтоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ООО
"Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз
Нижний Новгород" Арзамасское ЛПУ МГ
КС-24 "Лукояновская". Формуляр
ГСИ.Системаавтоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ООО
"Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз
Нижний Новгород" Арзамасское ЛПУ МГ
КС-24 "Лукояновская". Методика поверки
МП-331-RA.RU.310556-2021
1
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
Нижний Новгород» Арзамасское ЛПУ МГ КС-24 «Лукояновская»» 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.
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистеме
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»
Арзамасское ЛПУ МГ КС-24 «Лукояновская»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
Лист № 9
Всего листов 9
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
