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 Югорск" Краснотурьинское ЛПУ МГ , ГРСИ 77951-20
Номер госреестра:
77951-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Югорск" Краснотурьинское ЛПУ МГ
Обозначение типа:
Производитель:
ИТЦ ООО "Газпром энерго", г.Оренбург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 19.003-2019
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 76962
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск»
Краснотурьинское ЛПУ МГ
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Краснотурьинское
ЛПУ МГ (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, трехуровневую 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 (УССВ), 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.
- синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках;
Лист № 2
Всего листов 9
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты
трансформации ТТ и ТН (при необходимости).
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 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).
Лист № 3
Всего листов 9
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 ±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.
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.
не ниже 12.1
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
обеспечения
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование программного
ac_metrology.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.
Таблица 2 – Состав ИК
ТТ
ТН
Счетчик
№Наименование
ИК ИК
12
1 ПС 110 кВ
КС-6, ЗРУ-10
кВ КС-6,
1СШ 10 кВ,
яч.9
3
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 400/5
Рег.№ 1276-
59
4
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
5
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-
08
УСПД/УССВ/
Сервер
6
УСПД
RTU-327
Рег. № 41907-09,
УСВ-3
Рег. № 64242-
16,
ЦСОИ
Лист № 4
Всего листов 9
Не
используетс
я
Не
используется
Продолжение таблицы 2
6
12
2ПС 110 кВ КС-
6, ЗРУ-10 кВ
КС-6, 1 СШ 10
кВ, яч.17
3ПС 110 кВ КС-
6, ЗРУ-10 кВ
КС-6, 1 СШ 10
кВ, яч.19
3
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег.№ 2473-
69
ТПЛ-10-М
Кл.т. 0,5S
Ктт = 100/5
Рег.№
22192-07
Не
используетс
я
4
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
Не
используется
4ПС 110 кВ КС-
6, ЗРУ-10 кВ
КС-6, 1СШ 10
кВ, яч.13 ТСН-
1
5ПС 110 кВ КС-
6, ЗРУ-10 кВ
КС-6, 2СШ 10
кВ, яч.14
6ПС 110 кВ КС-
6, ЗРУ-10 кВ
КС-6, 2 СШ 10
кВ, яч.22
7ПС 110 кВ КС-
6, ЗРУ-10 кВ
КС-6, 2 СШ 10
кВ, яч.24
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 400/5
Рег.№ 1276-
59
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег.№ 2473-
69
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег.№ 2363-
68
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
8ПС 110 кВ КС-
6, ЗРУ-10 кВ
КС-6, 2СШ 10
кВ, яч.18 ТСН-
2
9 ПС 110 кВ
Тайга, ЗРУ-10
кВ КС-12, 1
СШ 10 кВ,
яч.17
10 ПС 110 кВ
Тайга, ЗРУ-10
кВ КС-12, 2
СШ 10 кВ,
яч.12
ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 400/5
Рег.№
25433-11
ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 400/5
Рег.№
25433-11
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
5
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-
08
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-
08
А2R2-4-L-
C29-П
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 27428-
09
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-
08
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-
08
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-
08
А2R2-4-L-
C29-П
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 27428-
09
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
06
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
06
УСПД
RTU-327
Рег. № 41907-09,
УСВ-3
Рег. № 64242-
16,
ЦСОИ
Лист № 5
Всего листов 9
Окончание таблицы 2
12
11ТП-12 10 кВ
ООО «БАЗ-
СУАЛ», Ввод
0,4 кВ
3
ТШ-0,66
Кл.т. 0,5
Ктт = 600/5
Рег.№
22657-12
4
Не
используется
5
ПСЧ-
4ТМ.05МК.11
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 46634-
11
6
УСПД
RTU-327
Рег. № 41907-09,
УСВ-3
Рег. № 64242-16,
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.
2 Допускается 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
ИК
№№
cos
j
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
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
Wо
A
δ
Wо
P
% %
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
9, 100,50±2,1±1,6±1,7±1,4
0,80±1,3±2,0±1,1±1,7
0,87±1,3±2,3±1,0±1,9
1,00±1,0-±0,8-
1, 2, 5, 0,50 - - ±5,5 ±3,0
6, 7
0,80 - - ±3,0 ±4,6
0,87 - - ±2,7 ±5,6
1,00--±1,8-
110,50--±5,4±2,9
0,80--±2,9±4,5
0,87--±2,6±5,5
1,00--±1,7-
30,50±4,9±2,7±3,1±2,1
0,80±2,7±4,1±1,9±2,9
0,87±2,4±5,0±1,8±3,3
1,00±1,9-±1,2-
4, 80,50±1±1,5±1±1,5
0,80±1±1,5±1±1,5
0,87±1±1,5±1±1,5
1,00±1-±0,5-
±1,4±1,0
±0,9±1,3
±0,8±1,5
±0,7-
±3,0±1,8
±1,7±2,6
±1,5±3,1
±1,2-
±2,7±1,6
±1,5±2,4
±1,3±2,8
±1,0-
±2,3±1,5
±1,4±2,1
±1,2±2,4
±1,0-
±0,6±1
±0,6±1
±0,6±1
±0,5-
±1,4±1,0
±0,9±1,3
±0,8±1,5
±0,7-
±2,3±1,5
±1,4±2,1
±1,2±2,4
±1,0-
±1,9±1,3
±1,1±1,8
±1,0±2,1
±0,8-
±2,3±1,5
±1,4±2,1
±1,2±2,4
±1,0-
±0,6±1
±0,6±1
±0,6±1
±0,5-
Лист № 6
Всего листов 9
cos
j
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
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
№№
9, 10
0,80±1,5
0,87±1,4
1,00±1,2
1, 2, 5, 0,50 -
6, 7
0,80 -
0,87 -
1,00-
110,50-
0,80-
0,87-
1,00-
30,50±5,1
0,80±3,0
0,87±2,8
1,00±2,3
4, 80,50±1,7
0,80±1,7
0,87±1,7
1,00±1,7
±2,4±1,2
±2,7±1,2
-±0,8
-±5,7
-±3,3
-±3,0
-±2,0
-±5,5
-±3,2
-±2,9
-±1,9
±3,7±3,4
±4,9±2,3
±5,6±2,2
-±1,4
±2,9±1,7
±2,9±1,7
±2,9±1,7
-±1,0
±2,2±1,1±1,9
±2,3±1,0±2,1
-±0,8-
±4,0±3,3±3,2
±5,3±2,2±3,7
±6,2±2,0±4,1
-±1,4-
±3,9±3,0±3,1
±5,2±2,0±3,6
±6,1±1,9±3,9
-±1,3-
±3,4±2,6±3,1
±3,9±1,9±3,4
±4,3±1,8±3,6
-±1,3-
±2,8±1,5±2,7
±2,8±1,5±2,7
±2,8±1,5±2,7
-±1,0-
±1,1±1,9
±1,0±2,1
±0,8-
±2,6±3,1
±1,9±3,4
±1,8±3,6
±1,3-
±2,3±3,0
±1,8±3,2
±1,7±3,4
±1,1-
±2,6±3,1
±1,9±3,4
±1,8±3,6
±1,3-
±1,5±2,7
±1,5±2,7
±1,5±2,7
±1,0-
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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.
Значение
2
11
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:
от 2(5) до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
Лист № 7
Всего листов 9
от 2(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
100
3,5
2
30
30
Автоматическое
Автоматическое
Окончание таблицы 5
1
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
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;
Лист № 8
Всего листов 9
– 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 МРЕК.411711.084.ФО «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
ООО «Газпром трансгаз Югорск» Краснотурьинское ЛПУ МГ. Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Обозначение
ТШ-0,66
ТЛО-10
ТЛМ-10
ТПЛ-10-М
ТПЛ-10
ТПЛМ-10
ЗНОЛП-НТЗ-10
A1802RALQ-P4GB-DW-4
ПСЧ-4ТМ.05МК.11
А2R2-4-L-C29-П
СЭТ-4ТМ.03М.01
RTU-327
АльфаЦЕНТР
УСВ-3
МРЕК.411711.084.ФО
Количество, шт.
3
6
4
2
4
2
12
2
1
2
6
1
1
1
1
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Счетчики
Счетчики
Счетчики
УСПД
ИВК
СОЕВ
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ООО
«Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз
Югорск» Краснотурьинское ЛПУ МГ.
Формуляр
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ООО
«Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз
Югорск» Краснотурьинское ЛПУ МГ.
Методика поверки
МП-210-RA.RU.310556-
2019
1
Поверка
осуществляется по документу МП-210-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
ООО «Газпром трансгаз Югорск» Краснотурьинское ЛПУ МГ. Методика поверки»,
утвержденному ФГУП «СНИИМ» 24.07.2019 г.
Лист № 9
Всего листов 9
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 Югорск»
Краснотурьинское ЛПУ МГ». Методика измерений аттестована ФГУП «СНИИМ». Аттестат
аккредитацииФГУП«СНИИМ»поаттестацииметодик(методов)измеренийи
метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром
энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Краснотурьинское ЛПУ МГ
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
Trial: 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295
Телефон (факс): +7 (3532) 687-124, +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.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 34382-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Приволжские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Песчанокопская" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49060-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности "Общество с ограниченной ответственностью "Петроэстейт" - бизнес-центр "Константа" | Нет данных | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 56820-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту "Новый блок Абаканской ТЭЦ" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)" | Нет данных | ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск | 4 года | Перейти |
| 42167-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/6 кВ "Новоотрадная" - АИИС КУЭ ПС 220/110/6 кВ "Новоотрадная" с Изменением № 1 | Нет данных | ЗАО "Новые Энергетические Системы" (НЭС), пос.Супонево | 4 года | Перейти |
| 34611-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Транссибирские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс ЛПДС "Барабинская" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
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
Поверка средств измерений
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
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
Поверка средств измерений