Лист № 1
Всего листов 10
Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «02 октября» 2020 г. № 1624
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Оренбургский Гелиевый завод
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» Оренбургский Гелиевый 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.
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
Лист № 2
Всего листов 10
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
Лист № 3
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и
технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
основные метрологические и
Номер и
наименование ИК
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
НТМИ-6-66
(3)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
НТМИ-6-66
(4)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № trial-17
А
5
С
А
В
С
А
А
В
В
6
ГПП-1
ВЛ-110 кВ
Гелий 1-2Т
С
ТБМО-110
УХЛ-1
300/1
Кл.т 0,2S
Рег. № 23256-11
С
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
А
В
7
ГПП-1, ЗРУ-1 6
кВ яч. 39 «Ввод
1-2Т» сек. III
С
ТЛШ-10-1
3000/5
Кл.т 0,2S
Рег. № 11077-03
А
В
С
НТМИ-6-66
(7)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
RTU-325
Рег. №
37288-08
УСВ-3
Рег. №
64242-16
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их
технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
ТТТН
УСПД/
СчетчикУССВ/
Сервер
45
ВВ
300/1
1Кл.т 0,2S
УХЛ1
(
1
)
Рег. № 24218-13
Рег. № 24218-03
В
ГПП-1, ЗРУ-1 6
А
2кВ яч. 9 «ВводВ
1-1Т» сек. IС
123
АТБМО-110
АНАМИ-110
УХЛ-1
110000:√3/
ГПП-1 ВЛ-110100:√3
кВ Гелий 1-1Т
Рег. № 50541-15
Кл.т
0,2
С
Рег. № 23256-02
С
Рег. № 23256-02
Рег. № 24218-03
А
ТЛШ-10-1 НТМИ-6-66
(2)
3000/56000/100
Кл.т 0,2S Кл.т 0,5
С Рег. № 11077-03Рег. № 2611-70
В
3000/5
Кл.т 0,2S
ГПП-1, ЗРУ-1 6
А
ТЛШ-10-1
А
3кВ яч. 6 «Ввод В
2-1Т» сек. II
С
Рег. № 11077-03
С
5000/5
Кл.т 0,5
ГПП-1, ЗРУ-2 6 А
ТПШЛ-10
А
4 кВ яч. К3 «Ввод
В
3-1Т» сек. V
С
Рег. № 1423-60
С
ГПП-1, ЗРУ-3 6
кВ яч. К11
«Ввод 4-1Т» сек.
VII
ТПШЛ-10
5000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
НТМИ-6-66
(5)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 2611-70
НАМИ-110
УХЛ1
(6)
110000:√3/
100:√3
Кл.т 0,2
Рег. № 24218-03
СЭТ-4ТМ.03МЦСОИ
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
Лист № 4
Всего листов 10
А
В
8
ГПП-1, ЗРУ-1 6
кВ яч. 38 «Ввод
2-2Т» сек. IV
С
ТЛШ-10-1
3000/5
Кл.т 0,2S
Рег. № 11077-03
А
В
С
НТМИ-6-66
(8)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
А
9
ГПП-1, ЗРУ-2 6
кВ яч. К8 «Ввод
3-2Т» сек. VI
С
ТПШЛ-10
5000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
А
В
С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
А
10
ГПП-1, ЗРУ-3 6
кВ яч. К6 «Ввод
4-2Т» сек. VIII
С
А
В
С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
А
А
В
В
11
ГПП-2
ВЛ-110 кВ
Гелий 2-1-1Т
С
TG-145
600/5
Кл.т 0,2
Рег. № 15651-96
С
СРВ 123
(11)
110000:√3/
100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 15853-96
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
А
В
12
ГПП-2, ЗРУ-1
6 кВ яч. 58
«Ввод 3-1Т»
сек. I
С
ТЛШ-10-1
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 11077-03
А
В
С
НАМИТ-10-2
УХЛ2
(12)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 16687-02
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
А
А
В
В
13
ГПП-2, ЗРУ-2 6
кВ яч. 72 «Ввод
4-1Т» сек. I
С
ТЛШ-10-1
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 11077-03
С
ЗНОЛ.06-6У3
(13)
6000:√3/
100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 46738-11
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
А
А
В
В
14
ГПП-2, ЗРУ-10
кВ яч. 50 «Ввод
5-1Т» сек. I
С
ARO1a/N2
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 50463-12
С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
А
А
В
В
15
ГПП-2
ВЛ-110 кВ
Гелий 2-2-2Т
С
TG-145
600/5
Кл.т 0,2
Рег. № 15651-96
С
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
А
В
16
ГПП-2, ЗРУ-1
6 кВ яч. 13
«Ввод 3-2Т»
сек. II
С
ТЛШ-10-1
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 11077-03
А
В
С
НАМИТ-10-2
(16)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 16687-02
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
RTU-325
Рег. №
37288-08
УСВ-3
Рег. №
64242-16
ЦСОИ
Продолжение таблицы 2
12345
НТМИ-6-66
(9)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 2611-70
ТПШЛ-10
5000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 1423-60
НТМИ-6-66
(10)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 2611-70
VRQ 3n/S2
(14)
10000:√3/
100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 50606-12
СРВ 123-550
(15)
110000:√3/
100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 15853-96
Лист № 5
Всего листов 10
А
А
В
В
С
ТЛШ-10-1
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 11077-03
С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
А
А
В
В
С
ARO1a/N2
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 50463-12
С
VRQ 3n/S2
(18)
10000:√3/
100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 50606-12
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
А
А
В
В
С
TG-145
600/5
Кл.т 0,2
Рег. № 15651-96
С
СРВ 123-550
(19)
110000:√3/
100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 15853-96
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
А
В
С
ТЛШ-10-1
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 11077-03
А
В
С
НАМИТ-10-2
(20)
6000/100
Кл.т 0,5
Рег. № 16687-02
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
А
А
В
В
С
ТЛШ-10-1
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 11077-03
С
ЗНОЛ.06-6У3
(21)
6000:√3/
100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 46738-11
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
А
А
В
В
С
ARO1a/N2
3000/5
Кл.т 0,5
Рег. № 50463-12
С
VRQ 3n/S2
(22)
10000:√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
Продолжение таблицы 2
12345
ГПП-2, ЗРУ-2 6
17 кВ яч. 65 «Ввод
4-2Т» сек. II
ЗНОЛ.06-6У3
(17)
6000:√3/
100:√3
Кл.т 0,5
Рег. № 46738-11
ГПП-2, ЗРУ-10
18кВ яч. 8 «Ввод
5-2Т» сек. II
ГПП-2
19ВЛ-110 кВ
Гелий 2-3Т
ГПП-2, ЗРУ-1 6
20 кВ яч. 22 «Ввод
3-3Т» сек. III
ГПП-2, ЗРУ-2 6
21 кВ яч. 97 «Ввод
4-3Т» сек. III
ГПП-2, ЗРУ-10
22 кВ яч. 20 «Ввод
5-3Т» сек. III
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.
Лист № 6
Всего листов 10
Продолжение таблицы 2
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
(6)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 6.
10
(7)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 7.
11
(8)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 8.
12
(9)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 9.
13
(10)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 10.
14
(11)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 11.
15
(12)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 12.
16
(13)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 13.
17
(14)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 14.
18
(15)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 15.
19
(16)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 16.
20
(17)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 17.
21
(18)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 18.
22
(19)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 19.
23
(20)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 20.
24
(21)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 21.
25
(22)
– Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 22.
Лист № 7
Всего листов 10
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
Реактивная 1,7 3,3
Активная 0,9 1,8
2, 3, 7, 8
Реактивная 2,1 3,4
Активная 0,7 1,8
11, 15, 19
Реактивная1,73,3
4, 5, 9, 10,Активная1,13,1
12-14, 16-
18, 20-22Реактивная2,95,1
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
Значение
22
от 98 до 102
от 100 до 120
0,9
от +21 до +25
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
от -20 до +40
от -1 до +40
от +10 до +30
Лист № 8
Всего листов 10
Продолжение таблицы 4
Наименование характеристикиЗначение
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 2
для RTU-325:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 2
для УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 2
для сервера:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 1
Глубина хранения информации:
счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее 45
- при отключении питания, лет, не менее 10
УСПД RTU-325:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее45 - при отключении питания, лет, не менее
5
сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее3,5
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.
Лист № 9
Всего листов 10
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
5
Количество, шт.
6
9
30
6
9
6
9
8
3
9
СЭТ-4ТМ.03М
17
трехфазный
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначение
Трансформатор тока ТБМО-110 УХЛ1
Трансформатор тока TG-145
Трансформатор тока ТЛШ-10-1
Трансформатор тока ТПШЛ-10
Трансформатор тока измерительный ARO1a/N2
Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1
Трансформатор напряжения СРВ 123
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2
Трансформатор напряжения VRQ 3n/S2
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии статический
Меркурий 234
Устройство сбора и передачи данныхRTU-325
Устройства синхронизации системного времени УСВ-3
1
1
Продолжение таблицы 5
1
3
ИВК
1
ПО
Паспорт-формуляр
Методика поверки
2
ЦСОИ ООО «Газпром
энерго»
АльфаЦентр
87570424.425210.080.ФО
МП КЦСМ-168-2019
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМПКЦСМ-168-2019«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
Оренбургский Гелиевый завод. Методика поверки», 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
помощьюэталонногоделителя» и/илипоГОСТ 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.;
счетчик СЭТ-4ТМ.03М – по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики
электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М». Руководство по
Лист № 10
Всего листов 10
эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ»
03.04.2017 г.;
УСПД RTU-325L – 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 Гелиевый 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:
info@of.energo.gazprom.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
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:
kcsms@sovtest.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA.RU.311913 от 24.10.2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru