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" Оренбургский Газоперерабатывающий завод , ГРСИ 79322-20
Номер госреестра:
79322-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" Оренбургский Газоперерабатывающий завод
Обозначение типа:
Производитель:
ООО "Газпром энерго" Инженерно-технический центр, г.Оренбург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 04.001-2019
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «» 2020 г. №
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
коммерческого
Оренбургский
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
учета электроэнергииООО«Газпромэнерго»
Газоперерабатывающий завод
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» Оренбургский Газоперерабатывающий завод (далее по
тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии,
автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
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 (счетчики),
вторичныеизмерительныецепиитехническиесредстваприема-передачиданных.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ
приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень – информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на
базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного
времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - центр сбора и
обработки информации ООО «Газпром энерго» (ЦСОИ), выполненный на основе серверного
оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного
обеспечения (ПО) из состава ИВК «АльфаЦЕНТР», регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту – Рег. №)
44595-10. ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и
автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром
энергосбыт».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи 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 и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная
информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов
времени 30 мин.
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
2
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485
поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее через линию Ethernet на
УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление
электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и
передача полученных данных спутниковому каналу связи на сервер ООО «Газпром энерго», а
также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.
В случае сбоя работы основного канала связи сервер ООО «Газпром энерго» производит
опрос УСПД по резервным ТЧ и GSM каналам.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её
формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных
документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты
ОРЭ осуществляется с сервера по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-
файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент
предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС»,
АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта
оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и
мощности,свозможностьюиспользованияэлектронно-цифровойподписичерез
автоматизированные рабочие места АО «Газпром энергосбыт» и ООО «Газпром энерго».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в
себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени типа УСВ-3, 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. Время УСПД
синхронизировано со временем УССВ, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация
осуществляется при расхождении показаний УССВ и УСПД на ±1 с. Сличение времени часов
счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи, корректировка
времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД
±1 с. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и
(или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ).
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отображают факты
коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины
коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
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
таблицах 1.
Идентификационное наименование ПО
MD5
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦентр»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.1
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
3
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и
технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Номер и
наименование ИК
ТТ
ТН
НАМИ-110
УХЛ1
(1)
110000:√3/100:√3
Кл.т 0,2
Рег. № 24218-03
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
RTU-325
Рег. №
37288-08
УСВ-3
Рег. №
64242-16
ЦСОИ
2
ГПП-1, ЗРУ 35
кВ, яч. 1 «Ввод-
1Т» сек. 1
А
ТПОЛ-35
1000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 5717-76
А
В
С
НАЛИ-СЭЩ-35
(2)
35000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 51621-12
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
С
3
ГПП-1, ЗРУ-1
6 кВ, яч. 109
«Ввод-1Т» сек. 1
А
ТЛП-10
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 30709-08
А
VRQ3n/S2
(3)
6000:√3/100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 50606-12
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
В
С
С
4
ГПП-1, ЗРУ-2
6 кВ, яч. 53
«Ввод-1-1Т»
сек. 3
А
ТПШЛ-10
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
А
ЗНОЛТ-6
(4)
6000:√3/100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 3640-73
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
В
С
С
5
ГПП-1, ЗРУ-2
6 кВ, яч. 71
«Ввод-2-1Т»
сек. 5
А
ТПШЛ-10
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
А
ЗНОЛТ-6
(5)
6000:√3/100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 3640-73
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
В
С
С
6
ГПП - 1 ЗРУ 110
кВ ПС
Каргалинская
ГПЗ-1.2-2Т
А
А
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
В
В
С
С
7
ГПП-1, ЗРУ 35
кВ, яч. 9 «Ввод-
2Т» сек. 2
А
ТПОЛ-35
1000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 5717-76
А
В
С
НАЛИ-СЭЩ-35
(7)
35000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 51621-12
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
С
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
3
УСПД/
СчетчикУССВ/
Сервер
45
КТЭЦ -
УХЛ-1
Кл.т 0,2S
12
ГПП-1
А
ТБМО-110
А
1
ЗРУ 110 кВ
В
300/1
В
Газзавод-1-1Т
С
Рег. № 23256
-
11
С
ТБМО-110
УХЛ-1
300/1
Кл.т 0,2S
Рег. № 23256-11
НАМИ-110
УХЛ1
(6)
110000:√3/100:√3
Кл.т 0,2
Рег. № 24218-03
4
VRQ3n/S2
(8)
6000:√3/100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 50606-12
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
RTU-325
Рег. №
37288-08
УСВ-3
Рег. №
64242-16
ЦСОИ
9
ГПП-1, ЗРУ-2
6 кВ, яч. 48
«Ввод-1-2Т»
сек. 4
А
ТПШЛ-10
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
А
ЗНОЛТ-6
(9)
6000:√3/100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 3640-73
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
В
С
С
10
ГПП-1, ЗРУ-2
6 кВ, яч. 66
«Ввод-2-2Т»
сек. 6
А
ТПШЛ-10
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
А
ЗНОЛТ-6
(10)
6000:√3/100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 3640-73
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
В
С
С
11
РП-2 6 кВ,
ЩГН-1 6 кВ, яч.
5Г, ф. 101 6 кВ
А
ТОЛ 10
1500/5
Кл.т 0,2S
Рег. № 7069-02
А
В
С
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
В
С
12
ГПП - 2 ОРУ-
110 кВ КТЭЦ
Газзавод-3-1Т
А
А
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
В
В
С
С
13
ГПП-2, ЗРУ 6
кВ, яч. 15
«Ввод-1-1Т»
сек. 1
А
ТПШЛ-10
2000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
А
В
С
НАМИТ-10
(13)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 16687-13
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
С
14
А
А
В
С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
15
ГПП-2, Щит Т-
30 10 кВ, яч. А1
«Ввод-1Т»
А
ТПШЛ-10
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
А
В
С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
С
16
ГПП - 2 ОРУ-
110 кВ ПС
Каргалинская
ГПЗ-3-3-2Т
А
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
В
В
С
С
3
45
3000/5
Кл.т 0,5
Продолжение таблицы 2
12
ГПП-1, ЗРУ-1
А
ТЛП-10
А
86 кВ, яч. 209
ВВ
«Ввод-2Т» сек. 2
С
Рег. №
30709-08
С
ТБМО-110
УХЛ-1
300/1
Кл.т 0,2S
Рег. № 23256-11
НАМИТ-10-2
УХЛ2
(11)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 16687-02
НАМИ-110
УХЛ1
(12)
110000:√3/100:√3
Кл.т 0,2
Рег. № 24218-03
ГПП-2, ЗРУ 6
кВ, яч. 20
«Ввод-2-1Т»
сек. 1
ТПШЛ-10
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
В
С
ТБМО-110
УХЛ-1
300/1
Кл.т 0,2S
Рег. № 23256-05
Рег. № 60541-15
Рег. № 60541-15
А
НАМИТ-10
(13)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 16687-13
НАМИ-10-
95УХЛ2
(14)
10000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 20186-05
НАМИ-110
УХЛ1
(15)
110000:√3/100:√3
Кл.т 0,2
Рег. № 24218-03
Рег. № 60353-15
Рег. № 60353-15
5
17
ГПП-2, ЗРУ 6
кВ, яч. 34
«Ввод-1-2Т»
сек. 2
А
ТПШЛ-10
2000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
А
В
С
НАМИТ-10
(16)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 16687-13
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
RTU-325
Рег. №
37288-08
УСВ-3
Рег. №
64242-16
ЦСОИ
В
С
18
ГПП-2, ЗРУ 6
кВ, яч. 29
«Ввод-2-2Т»
сек. 2
А
ТПШЛ-10
2000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
А
В
С
НАМИТ-10
(16)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 16687-13
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
С
19
ГПП-2, Щит Т-
30 10 кВ, яч. А2
«Ввод-2Т»
А
ТПШЛ-10
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
А
В
С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
В
С
20
А
ТЛШ-10
2000/5
Кл.т 0,2S
Рег. № 11077-03
А
В
С
НАМИТ-10-2
(18)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 16687-07
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
В
С
21
А
ТЛШ-10
2000/5
Кл.т 0,2S
Рег. № 11077-03
А
В
С
НАМИТ-10-2
(19)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 16687-07
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
В
С
22
ПС 110 кВ
«Газззавод-3»
(ГПП-2), Щит 6
кВ Т-32, яч. А2
А
ТОЛ-СЭЩ-10
1500/5
Кл.т 0,2S
Рег. № 32139-06
А
В
С
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
В
С
23
РП-2 6 кВ,
ЩГН-2 6 кВ, яч.
5Г, ф. 102 6 кВ
А
А
В
С
С
24
ПС 6 кВ «Р-1»,
Щит 6 кВ Т-11,
яч. 14, ф. 149 6
кВ
А
ТОЛ-СЭЩ-10
1500/5
Кл.т 0,2S
Рег. № 32139-06
А
В
С
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
В
С
25
ПС 6 кВ «Р-1»,
Щит 6 кВ Т-12,
яч. 15, ф. 150 6
кВ
А
ТОЛ-СЭЩ-10
1500/5
Кл.т 0,2S
Рег. № 32139-06
А
В
С
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
В
С
Продолжение таблицы 2
12345
НАМИ-10-
95УХЛ2
(17)
10000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 20186-05
ПС 110 кВ
«Газзавод-3»
(ГПП-2), ЗРУ-6
кВ, ЩГН-3 6 кВ,
яч. 21, ф. 320 6
кВ
ПС 110 кВ
«Газзавод-3»
(ГПП-2), ЗРУ-6
кВ, ЩГН-4 6 кВ,
яч. 59, ф. 304 6 к
ТЛО-10
600/5
Кл.т 0,2S
Рег. № 25433-11
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
НАМИ-10-
95УХЛ2
(20)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 20186-05
ЗНОЛП-6
(21)
6000:√3/100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № trial-11
НАМИ-10-
95УХЛ2
(22)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-
95УХЛ2
(23)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 20186-05
6
А95УХЛ2
(2
4
)
СКл.т 0,5
RTU-325
Рег. №
37288-08
Рег. №
64242-16
26ВВ6000/100
Продолжение таблицы 2
12345
ПС 6 кВ «Р-1»,
А
ТОЛ-СЭЩ-10
НАМИ-10-
Меркурий 234
Щит 6 кВ Т-13, 1500/5 ARTM2-00 PB.R
яч. 8, ф. 151 6 Кл.т 0,2S Кл. т. 0,2S/0,5
кВ
С
Рег. № 32139-06
Рег. № 20186
-
05
Рег. № 48266-11
ПС 6 кВ
кВ
А95УХЛ2
(2
5
)
27В6000/100
СКл.т 0,5
ПС 6 кВНАМИ-
(2
6
)
яч. 5, ф. 210 6СКл.т 0,5
1500/5ARTM2-00 PB.R
«Северная»,
А
ТОЛ-СЭЩ-10
НАМИ-10-
Меркурий 234
Щит 6 кВВ 1500/5 ARTM2-00 PB.R
07.08ТА601, Кл.т 0,2S Кл. т. 0,2S/0,5
яч.17, ф. 212 6
С
Рег. № 32139-06
Рег. №
20186-05
Рег. № 48266-11
«Южная»,
Щит
А
ТОЛ-СЭЩ-10
А95УХЛ2
10-
Меркурий 234
УСВ-3
286 кВ 14ТА901,В
Кл.т 0,2S
В 6000/100
К
л
. т. 0,2S/0,5
кВ
С
Рег. № 32139-06
Рег. № 20186
-
05
Рег. № 48266-11ЦСОИ
ПС 6 кВ
кВ
А95УХЛ2
(2
7
)
29В6000/100
СКл.т 0,5
«Южная»,
Щит
А
ТОЛ-СЭЩ-10
НАМИ-10-
Меркурий 234
6 кВВ 1500/5 ARTM2-00 PB.R
01.02.03ТА201,Кл.т 0,2SКл. т. 0,2S/0,5
яч. 9, ф. 211 6
С
Рег. № 32139-06
Рег. №
20186-05
Рег. № 48266-11
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН, 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
таблице 2, метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая
часть.
4
(1)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 1.
5
(2)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 2.
6
(3)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 3.
7
(4)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 4.
8
(5)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 5.
9
(2)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 2.
10
(3)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 3.
11
(4)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 4.
7
Продолжение таблицы 2
12
(5)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 5.
13
(6)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 6.
14
(7)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 7.
15
(8)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 8.
16
(9)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 9.
17
(10)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 10.
18
(11)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 11.
19
(12)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 12.
20
(13)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к
двум счетчикам измерительных
каналов № 13, 14.
21
(14)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 15.
22
(15)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 16.
23
(16)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 17, 18.
24
(17)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 19.
25
(18)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 20.
26
(19)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 21.
27
(20)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 22.
28
(21)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 23.
29
(22)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 24.
30
(23)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 25.
31
(24)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 26.
32
(25)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 27.
33
(26)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 28.
34
(27)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 29.
8
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
НомераВид электрическойГраницы основнойГраницы погрешности в
ИК энергии
погрешности, (±
), % рабочих условиях, (±
), %
1234
Активная 0,7 1,7
1, 6, 12, 16
Реактивная 1,7 3,3
Активная 0,9 1,8
11, 20-29
Реактивная2,13,4
2-5, 7-10,Активная1,13,1
13-15, 17-
19Реактивная2,95,1
Примечания:
1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95.
от 90 до 110
от 1(5) до 120
0,
5
инд
до 0,
8
емк
от -45 до +40
220000
2
100000
2
45000
2
Значение
29
от 98 до 102
от 100 до 120
0,9
от +21 до +25
от -20 до +40
от -1 до +40
от +10 до +30
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности, cosφ
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С
температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
для RTU-325:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
для УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
для сервера:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
50000
1
9
45
10
45
5
Значение
Продолжение таблицы 4
Наименование характеристики
Глубина хранения информации:
счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД RTU-325:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее
- при отключении питания, лет, не менее
сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений обеспечивается:
- резервированием питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервированием каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
в журнале событий счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчетчика;
промежуточные клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера БД.
защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой
подписи);
установка пароля на счетчик;
установка пароля на УСПД;
установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
10
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Обозначение
2
ТБМО-110 УХЛ1
ТПОЛ-35
ТЛП-10
ТПШЛ-10
ТОЛ 10
ТЛШ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ТЛО-10
НАМИ-110 УХЛ1
Количество, шт.
3
12
6
6
29
3
6
21
3
12
НАЛИ-СЭЩ-35
2
VRQ3n/S2
ЗНОЛТ-6
НАМИТ-10
НАМИ-10-95УХЛ2
ЗНОЛП-6
6
12
5
9
3
СЭТ-4ТМ.03М
14
Меркурий 234
15
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения трехфазной
антирезонансной группы
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения с литой изоляцией
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения заземляемые
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии статический
трехфазный
Устройство сбора и передачи данных
Устройства синхронизации системного времени
1
1
ИВК
1
ПО
Паспорт-формуляр
Методика поверки
RTU-325
УСВ-3
ЦСОИ ООО «Газпром
энерго»
АльфаЦентр
87570424.425210.081.ФО
МП КЦСМ-169-2019
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМПКЦСМ-169-2019«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
Оренбургский Газоперерабатывающий завод.Методикаповерки»,утвержденному
ФБУ «Курский ЦСМ» 10.10.2019 г.
Основные средства поверки:
ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
ТН по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения
6√3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации». МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные
трансформаторы напряжения 35…330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы
напряжения. Методика поверки»;
счетчик Меркурий 234 – по документу «Счетчики электрической энергии
статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Методика поверки
АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.08.2017 г.;
счетчикСЭТ-4ТМ.03М–подокументуИЛГШ.411152.145РЭ1«Счетчики
электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М». Руководство по
эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ»
03.04.2017 г.;
11
УСПД RTU-325 – по документу: ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и
передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ФГУП
«ВНИИМС» в 2008 г.;
УСВ-3 – по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени
УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в 23.03.2016 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 27008-04).
Допускается
применение
аналогичных средств
поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС
КУЭ ООО «Газпром энерго» Оренбургский Газоперерабатывающий завод», аттестованном
ФБУ «Курский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.312287.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» Инженерно-технический
центр (ООО «Газпром энерго» Инженерно-технический центр)
ИНН 7736186950
Адрес: 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295
Телефон: +7 (3532) 687-126
Факс: +7 (3532) 687-127
Е-mail:
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)
Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а
Телефон: +7 (4712) 53-67-74
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA.RU.311913 от 24.10.2016 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 |
| 42353-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Компрессорная" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Компрессорная" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 428-14 | Глубиномеры индикаторные | ГИ-100 | ООО "Кировский завод "Красный инструментальщик" (Крин), г.Киров | 1 год | Перейти |
| 43909-10 | Счетчики газа ротационные | ОМЕГА | ПАО "Ямпольский приборостроительный завод", Украина, г.Ямполь | 8 лет | Перейти |
| 82104-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "КЭС" (ООО ОПХ "Искра", ООО "Пищевые Ингредиенты", ООО "Гранд-Стар", АО фирма "Агрокомплекс" им.Н.И.Ткачева) | - | Общество с ограниченной ответственностью "КЭС" (ООО "КЭС"), Краснодарский край, г. Краснодар | 4 года | Перейти |
| 68461-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Рыжковская | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", 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