|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Югорск" КС Пангодинская |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | Оренбургский филиал ООО "Газпром энерго", г.Оренбург |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 19.002-2018 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск»КС Пангодинская (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Газпром трансгаз Югорск», автоматизированного сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Уровни АИИС КУЭ:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН), измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительные комплексы электроустановки (далее – ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных RTU-325 (далее – УСПД);
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (далее – АРМ) ООО «Газпром энерго», АО «Межрегионэнергосбыт», центр сбора и обработки информации (далее – ЦСОИ) ООО «Газпром энерго», выполненный на основе промышленного компьютера и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «Альфа-ЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10).
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети (0,02 с) из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;
хранение результатов измерений в базе данных;
передачу результатов измерений в ИВК.
В ИВК осуществляется:
сбор данных с уровня ИВКЭ;
хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности ОРЭМ за электронно-цифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.
В составе АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ функционирует следующим образом. Устройство синхронизации системного времени УССВ-16HVS осуществляет прием и обработку сигналов GPS и синхронизацию часов УСПД со шкалой времени UTC с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. УСПД передает собственную шкалу времени на уровень ИИК ТИ. При каждом опросе счетчика УСПД вычисляет поправку времени часов счетчика. И если поправка превышает величину ± 2 c, УСПД формирует команду на синхронизацию счетчика.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
Каналы связи между ИИК и ИВКЭ.
Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются со счетчиков на уровень ИВКЭ в режиме автоматической передачи данных по программируемому расписанию опроса, но не реже одного раза в сутки.
Данные со счетчиков электроэнергии по интерфейсу RS-485 (среда - медная экранированная «витая пара») передаются через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet затем через GSM-модем (среда – сеть сотовой связи стандарта GSM) в УСПД RTU-327.
Каналы связи между ИВКЭ и ИВК.
Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются на уровень ИВК в режимах автоматической передачи данных или выполнения запроса «по требованию».
Связь между ИВКЭ и ИВК организована по каналам связи, разделенным на физическом уровне:
в качестве основного канала связи используется сеть Интернет;
на случай выхода основного канала связи используется резервный канал связи по сети сотовой связи стандарта GSM с помощью GSM-модемов.
Передача информации другим заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется с уровня ИВК. Передача информации происходит через межсетевой экран.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Перечень измерительных каналов и измерительных компонентов (средств измерений) в составе первого и второго уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1 – перечень ИК и состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование ИК | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | | 1 | ПС 110 кВ ГКС, ЗРУ-6 кВ ГКС, 1СШ 6 кВ, яч.11 Ввод №1 | J12ARG
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/5
Рег.№ 19810-00 | VRM2N/S2
кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 18532-99 | Альфа А1800, A1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 | УСПД RTU-325
Рег № 37288-08 | | 2 | ПС 110 кВ ГКС, ЗРУ-6 кВ ГКС, 2СШ 6 кВ, яч.12 Ввод №2 | J12ARG
кл.т. 0,2
Ктт = 1000/5
Рег.№ 19810-00 | VRM2N/S2
кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 18532-99 | Альфа А1800, A1802RALQ-P4GB-DW-4
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 |
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
|
| 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 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование программного обеспечения | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 12.1 | | Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
| Метрологические и технические характеристики |
Метрологические характеристики приведены в таблице 3, технические характеристики приведены в таблице 4.
Таблица 3 – Метрологические характеристики
| I, % от Iном | Коэффициент мощности | ИК № 1, 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 5 | 0,50 | ±2,3 | ±2,4 | ±2,1 | | 5 | 0,80 | ±1,5 | ±1,6 | ±2,5 | | 5 | 0,87 | ±1,3 | ±1,5 | ±2,8 | | 5 | 1,00 | ±1,1 | ±1,1 | - | | 20 | 0,50 | ±1,6 | ±1,7 | ±1,7 | | 20 | 0,80 | ±1,0 | ±1,1 | ±2,0 | | 20 | 0,87 | ±0,9 | ±1,1 | ±2,2 | | 20 | 1,00 | ±0,8 | ±0,8 | - |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 100, 120 | 0,50 | ±1,4 | ±1,5 | ±1,7 | | 100, 120 | 0,80 | ±0,9 | ±1,1 | ±1,9 | | 100, 120 | 0,87 | ±0,8 | ±1,0 | ±2,1 | | 100, 120 | 1,00 | ±0,7 | ±0,8 | - | | Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ ±5 с. | | Примечания:
δWоA – границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной энергии;
δWA – границы допускаемой относительной погрешности измерения активной энергии в рабочих условиях применения;
δWР – границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной энергии в рабочих условиях применения. |
Таблица 4 – Технические характеристики
| Характеристика | Значение | | Количество измерительных каналов | 2 | | Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 | | Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 | | Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое | | Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных | автоматическое | | Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет | 3,5 | | Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ | автоматическое | | Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: | | | ( температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), (С | от 0 до +40 | | ( температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), (С | от -40 до +40 | | ( частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 | | ( напряжение сети питания, В | от 198 до 242 | | ( индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | 0,05 | | Допускаемые значения информативных параметров: | | | ( ток, % от Iном | от 5 до 120 | | ( напряжение, % от Uном | от 90 до 110 | | ( коэффициент мощности cos ( | 0,5 инд. – 1,0 – 0,8 емк. |
|
| Комплектность | Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип, модификация, обозначение | Количество, шт. | | Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 8 |
Продолжение таблицы 5
| Наименование | Тип, модификация, обозначение | Количество, шт. | | Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 6 | | Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 4 | | Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06 | 12 | | Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 2 | | ИВК | ЦСОИ, АРМ | 1 | | Устройства сбора и передачи данных | RTU-325 | 3 | | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС Пангодинская. Формуляр | МРЕК.411711.069.ФО | 1 | | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС Пангодинская. Методика поверки | МП-141-RA.RU.310556-2018 | 1 |
|
| Поверка |
осуществляется по документу МП-141-RA.RU.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС Пангодинская. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 24 мая 2018 г.
Основные средства поверки:
NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012 или вторичных эталонов ВЭТ 1-5, ВЭТ 1-7;
для проверки вторичных цепей ТТ и ТН 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);
для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
для ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
для счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
устройства сбора и передачи данных RTU-325 в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325, RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» КС Пангодинская
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
|
| Заявитель | Оренбургский филиал Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» (Оренбургский филиал ООО «Газпром энерго»)
ИНН 7736186950
Адрес: 460021, г. Оренбург, ул. 60 лет Октября, д. 11
Телефон: +7 (3532) 687-126
Факс: +7 (3532) 687-127
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии»
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон: +7 (383) 210-08-14
Факс: +7 (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
|
