ГРСИ 82672-21: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпромнефть-Хантос" (изм. 2021 г.) -. Поверка

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
82673-21

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпромнефть-Хантос" (изм. 2021 г.) -, ГРСИ 82672-21

Смотреть ГРСИ
82671-21

Номер госреестра:

82672-21

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпромнефть-Хантос" (изм. 2021 г.)

Обозначение типа:

Производитель:

Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

822

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Скачать
методику поверки СИ

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «13» августа 2021 г. № 1790

Лист № 1

Регистрационный № 82672-21Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть-Хантос» (изм. 2021 г.)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть-Хантос» (изм. 2021 г.) (далее по тексту –

АИИСКУЭ)предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии,

потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами

ООО «Газпромнефть-Хантос»,автоматизированногосбора,обработки,хранения,

формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным

организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее по тексту – ИИК),

которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ),

измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН) и счетчики активной и

реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-

передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристикиизмерительных

компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по

тексту – ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных MИР УСПД-01

(далее по тексту – УСПД), каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения

электропитания.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК)

ООО «Газпромнефть-Хантос», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз

данных (далее по тексту – БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени

(радиочасы) МИР РЧ-02 (далее – УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее

потексту–АРМ)ООО «Газпромнефть-Хантос»иАО«Газпромэнергосбыт»,

специализированное программное обеспечение (далее по тексту – ПО) ПК «УЧЕТ

ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».

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 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. Средняя за

период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности.

Лист № 2

Всего листов 11

Измерительнаяинформациянавыходесчетчикабезучетакоэффициента

трансформации:

- электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с

мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

- средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

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;

ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:



периодический (один раз в trial) 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;



перемножениерезультатовизмерений,хранящихсявбазеданных,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;



дистанционный доступ к компонентам АИИС;



аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения

параметров и любого изменения данных;



самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.

Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между

ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и 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

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии

и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод

передачи данных.

Лист № 3

Всего листов 11

АИИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая

охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена МИР РЧ-02, принимающим

сигналы точного времени от спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS. Пределы

допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале

координированного времени составляют ±1 мкс. Часы сервера БД синхронизированы с

временем МИР РЧ-02, сличение ежесекундное. Часы УСПД синхронизированы с часами

сервера БД, корректировка осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов УСПД

осуществляется при расхождении часов УСПД и сервера БД на ±1 с. Сличение часов счетчиков

с часами УСПД/сервера не реже одного раза в сутки, корректировка часов счетчиков

производится при расхождении с часами УСПД/сервера на ±1 с. Погрешность часов

компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», в состав которого

входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает

защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с

правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,

обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».

Значение

Программа ПУЛЬТ

ЧТЕНИЯ ДАННЫХ

MirReaderSetup.msi

2.5

2.0.9.0

MD5

Программный

комплекс УЧЕТ

ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

EnergyRes.msi

55a532c7e6a3c30405d

702554617f7bc

6dcfa7d8a621420f8a52

b8417b5f7bbc

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные

признаки

Программный

Идентификационноекомплекс СЕРВЕР

наименование ПОСБОРА ДАННЫХ

MirServsbor.msi

Номер версии

(идентификационный2.0.0.1

номер) ПО

Цифровой7d30b09bbf536b7f45db

идентификатор ПО 352b0c7b7023

Алгоритм вычисления

цифровогоMD5

идентификатора ПО

Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета

энергоресурсов МИР, в состав которых входит ПО, внесены в Федеральный информационный

фонд по обеспечению единства измерений за № 36357-13.

Метрологические характеристикиИКАИИС КУЭ,указанные в таблице 2,

нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 11

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Номер ИК

ПП-35 кВ №2 В35-1,

оп. 50

ТОЛ-СЭЩ-35-IV

Кл. т. 0,5S

Ктт 300/5

Рег. № 51623-12

–

Сервер HP

ProLiant

DL380G5

/ МИР РЧ-

Рег. №

46656-11

ПП 35 кВ №2 В35-2,

оп. 50

ТОЛ-СЭЩ-35-IV

Кл. т. 0,5S

Ктт 300/5

Рег. № 51623-12

–

ПКУ 35 кВ №2, оп. 50/7

–

ПКУ 35 кВ №1, оп. 50/7

–

ПКУ 35кВ, оп. 26, ф. № 2

ВЛ-35 кВ «Ореховская»

– «ДНС-Ореховская»

–

ПКУ 35кВ, оп. 26, ф. № 3

ВЛ-35 кВ «Ореховская»

– «ДНС-Ореховская»

–

Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Наименование ИК

ТТТНСчётчикУСПД

Вид

электроэне

ИВКргии

123456

Метрологические

характеристики ИК

Основная Погрешност

погрешнос ь в рабочих

ть, %условиях, %

9 10

Кл. т. 0,5

Рег. № 54371-13

МИР С-03.02T-

ЗНОЛ-СЭЩ-35-IV

EQTLBMN-RG-1T-

активная±1,1±2,8

реактивная±2,6±4,8

НАМИ-35 УХЛ1

Рег. № 19813-09

активная±1,1±2,8

реактивная±2,6±4,8

активная±1,2±4,0

реактивная±2,8±6,9

активная±1,2±4,0

реактивная±2,8±6,9

активная±1,2±4,0

реактивная±2,8±6,9

TECV-C3

Кл. т. 0,5S

Ктт 100 А / 1 В

Рег. № 69430-17

TECV-C3

Кл. т. 0,5S

Ктт 100 А / 1 В

Рег. № 69430-17

TECV-C3

Кл. т. 0,5S

Ктт 100 А / 1 В

Рег. № 69430-17

TECV-C3

Кл. т. 0,5S

Ктт 100 А / 1 В

Рег. № 69430-17

Ктн 35000:√3/100:√3

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 58324-14

МИР С-03.02T-

Кл. т. 0,5

EQTLBMN-RG-1T-

тн 35000

100

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 58324-14

TECV-C3ESM-ET55-24-

Кл. т. 0,5 A2E2-05S

Ктн 35000:√3/1Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 69430-17 Рег. № 66884-17

TECV-C3ESM-ET55-24-

Кл. т. 0,5 A2E2-05S

Ктн 35000:√3/1Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 69430-17 Рег. № 66884-17

TECV-C3ESM-ET55-24-

Кл. т. 0,5 A2E2-05S

Ктн 35000:√3/1Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 69430-17 Рег. № 66884-17

TECV-C3ESM-ET55-24-

Кл. т. 0,5 A2E2-05S

Ктн 35000:√3/1Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 69430-17 Рег. № 66884-17

активная±1,2±4,0

реактивная±2,8±6,9

Лист № 5

Всего листов 11

ТОЛ-СЭЩ-10-21

Кл. т. 0,5S

Ктт 1000/5

Рег. № 51623-12

ЗНОЛ-СЭЩ-10-1

Кл. т. 0,5

Ктн 35000:√3/100:√3

Рег. № 35956-07

Сервер HP

ProLiant

DL380G5

/ МИР РЧ-02

Рег. №

46656-11

ТОЛ-СЭЩ-10-21

Кл. т. 0,5S

Ктт 1000/5

Рег. № 51623-12

ЗНОЛ-СЭЩ-10-1

Кл. т. 0,5

Ктн 35000:√3/100:√3

Рег. № 35956-07

КТП 10 кВ СН10-1, Т-1

ввод 0,4 кВ

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5

Ктт 400/5

Рег. № 28565-05

КТП 10 кВ СН10-2, Т-1

ввод 0,4 кВ

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5

Ктт 400/5

Рег. № 28565-05

ГТС Южно-Приобская,

ОРУ 110 кВ, яч. 9

ТВГ-110

Кл. т. 0,2S

Ктт 500/5

Рег. № 22440-07

МИР УСПД-01

Рег. № 27420-08

ГТС Южно-Приобская,

ОРУ 110 кВ, яч. 10

ТВГ-110

Кл. т. 0,2S

Ктт 500/5

Рег. № 22440-07

CPB 123

Кл. т. 0,2

Ктн 110000:√3/100:√3

Рег. № 15853-06

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

ГТС Южно-Приобская,

ОРУ 110 кВ, ОВ

ТВГ-110

Кл. т. 0,2S

Ктт 500/5

Рег. № 22440-07

CPB 123

Кл. т. 0,2

Ктн 110000:√3/100:√3

Рег. № 15853-06

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

Продолжение таблицы 2

789

ПС 10/35 кВ "ПСП

7Хантос", КРУН-10 кВ, 1

с.ш., яч. №3

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5–

Рег. № 36697-17

активная±1,1±2,8

реактивная±2,6±5,3

ПС 10/35 кВ "ПСП

8Хантос", КРУН-10 кВ, 2

с.ш., яч. №22

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5–

Рег. № 36697-17

активная±1,1±2,8

реактивная±2,6±5,3

СЭТ-4ТМ.03М.13

– Кл. т. 0,5S/1,0–

Рег. № 36697-17

активная±1,0±4,1

реактивная±2,4±7,1

СЭТ-4ТМ.03М.13

– Кл. т. 0,5S/1,0–

Рег. № 36697-17

активная±1,0±4,1

реактивная±2,4±7,1

Кл. т. 0,2

CPB 123

СЭТ-4ТМ.03М

Ктн 110000:√3/100:√3

л. т. 0,

2S/0,

Рег. № 15853-06

Рег. № 36697-08

активная±0,6±1,7

реактивная±1,3±3,9

активная±0,6±1,7

реактивная±1,3±3,9

активная±0,6±1,7

реактивная±1,3±3,9

Лист № 6

Всего листов 11

ПС 110/35/6 кВ

Ореховская, ОРУ 35 кВ ф.

№3, КВЛ 35 кВ в сторону

ПС «ДНС Ореховская»

ТВГ-УЭТМ®-35

Кл. т. 0,2S

Ктт 300/5

Рег. № 52619-13

НАМИ-35

Кл. т. 0,2

Ктн 35000/100

Рег. № 60002-15

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

МИР УСПД-01

Рег. № 27420-08

Сервер HP

ProLiant

DL380G5

/ МИР РЧ-02

Рег. №

46656-11

ПС 110/35/6 кВ

Ореховская, ОРУ 35 кВ ф.

№2, КВЛ 35 кВ в сторону

ПС «ДНС Ореховская»

ТВГ-УЭТМ®-35

Кл. т. 0,2S

Ктт 300/5

Рег. № 52619-13

НАМИ-35

Кл. т. 0,2

Ктн 35000/100

Рег. № 60002-15

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

ПС 110/35/10 кВ

Выкатная, ОРУ 35 кВ, ВЛ

35 кВ К-30-1

GIF 40,5

Кл. т. 0,5

Ктт 150/5

Рег. № 30368-05

НАМИ-35 УХЛ1

Кл. т. 0,5

Ктн 35000/100

Рег. № 19813-00

BINOM3

39iU3.57I3.5

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 60113-15

МИР УСПД-01

Рег. № 27420-04

ПС 110/35/10 кВ

Выкатная, ОРУ 35 кВ, ВЛ

35 кВ К-30-2

GIF 40,5

Кл. т. 0,2S

Ктт 150/5

Рег. № 30368-10

НАМИ-35 УХЛ1

Кл. т. 0,5

Ктн 35000/100

Рег. № 19813-00

BINOM3

39iU3.57I3.5

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 60113-15

Продолжение таблицы 2

789

активная±0,6±1,7

реактивная±1,3±3,9

активная±0,6±1,7

реактивная±1,3±3,9

активная±1,1±3,1

реактивная±2,6±5,4

активная±0,8±1,8

реактивная±1,7±3,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Погрешность в рабочих условиях указана:



для ИК №1-2, 7-8, 11-15 - при cos



= 0,8инд, I=0,02·Iном и температуре окружающеговоздуха в местерасположения счетчиков электроэнергии от –40 до+60 °C;



для ИК №3-6 - при cos



= 0,8 инд, I=0,02·Iном и температуре окружающеговоздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от –40 до+70 °C;



для ИК №17 - при cos



= 0,8инд, I=0,02·Iном и температуре окружающеговоздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от –40 до+45 °C;



для ИК №9-10 - при cos



= 0,8 инд, I=0,05·Iном и температуре окружающеговоздуха в местерасположения счетчиков электроэнергии от –40 до+60 °C;



для ИК №16 - при cos



= 0,8инд, I=0,05·Iном и температуре окружающеговоздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от –40 до+45 °C.

4. Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5. 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 таблице 2 метрологических характеристик.

6. Допускается замена УСПД и УССВ на однотипные утвержденных типов.

7. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

8. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с

эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Лист № 7

Всего листов 11

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

от 90 до 110

от 2 до 120

от 5 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

от 49,5 до 50,5

от –40 до +55

от –40 до +60

от –40 до +70

290000

170000

140000

165000

220000

Значение

от 98 до 102

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9 инд.

от +20 до +25

от –40 до +45

от –10 до +55

от –40 до +70

от +10 до +30

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

– параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- частота, Гц

– коэффициент мощности cos



– температура окружающей среды, оС

Условия эксплуатации:

– параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

для ИК №1-8, 11-15, 17

для ИК №9-10, 16

- коэффициент мощности

- частота, Гц

– температура окружающей среды для ТТ и ТН, преобразователей

тока и напряжения комбинированных,

– температура окружающей среды в месте расположения

электросчётчиков ИК №1-2, 7-15,

– температура окружающей среды в месте расположения

электросчётчиков ИК №3-6,

– температура окружающей среды в месте расположения

электросчётчиков ИК №16-17,

– температура окружающей среды в месте расположения УСПД,

С –

температура окружающей среды в месте расположения УССВ,

С –

температура окружающей среды в месте расположения сервера,

Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчётчики:

типа МИР С-03.02Т (рег. № 58324-14)

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее