Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Кунгурское ЛПУ МГ КС "Кунгурская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 78093-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская» (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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 78093-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Кунгурское ЛПУ МГ КС "Кунгурская" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 18.003-2019 |
Производитель / Заявитель
ИТЦ ООО "Газпром энерго", г.Оренбург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 78093-20: Описание типа СИ | Скачать | 102.1 КБ | |
| 78093-20: Методика поверки МП-245-RA.RU.310556-2019 | Скачать | 4.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская» (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
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую 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, 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 включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (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 активная и 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;
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).
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 ±2 с.
УСПД получает шкалу времени от приемника сигналов GPS/ГЛОНАСС УССВ-2. УССВ-2 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 УССВ-2 происходит при расхождении более чем на ±2 с. При каждом опросе счетчиков УСПД определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает ±2 с (параметр настраиваемый), 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
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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
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
|
№ ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ/ Сервер |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ Калиничи, ОРУ-35 кВ, ВКЛ 35 кВ Калиничи-Компрессорная ц.1 |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 3690-73 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 Рег. № 1981309 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 |
УСПД RTU-325L Рег № 37288-08; УССВ-2 Рег № 54074-13; ЦСОИ |
|
2 |
ПС 110 кВ Калиничи, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Калиничи-Компрессорная ц.2 |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн 35000/\3/ 100/V3 Рег. № 912-70 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ПС 110 кВ Калиничи, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.2 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 |
УСПД RTU-325L Рег № 37288-08; УССВ-2 Рег № 54074-13; ЦСОИ |
|
4 |
ПС 110 кВ Калиничи, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.3 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 | |
|
5 |
ПС 110 кВ Калиничи, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.6 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 50/5 Рег. № 30709-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 | |
|
6 |
ПС 110 кВ Калиничи, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.8 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 | |
|
7 |
ПС 110 кВ Калиничи, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.11 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 | |
|
8 |
ПС 110 кВ Калиничи, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.12 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 | |
|
9 |
ПС 110 кВ Калиничи, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.13 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 | |
|
10 |
ПС 110 кВ Калиничи, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.16 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 | |
|
11 |
ПС 110 кВ Калиничи, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.17 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 30709-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
12 |
ПС 110 кВ Калиничи, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.18 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 50/5 Рег. № 30709-08 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711 |
УСПД RTU-325L Рег № 37288-08; УССВ-2 Рег № 54074-13; ЦСОИ |
|
13 |
ПС 110 кВ Новокунгурская, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 2, ввод №1 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 25433-06 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 2198801 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 4826611 | |
|
14 |
ПС 110 кВ Новокунгурская, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.1, ВЛ 10 кВ №1 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 25433-06 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 2198801 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 4826611 | |
|
15 |
ПС 110 кВ Новокунгурская, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.7, ВЛ 10 кВ №7 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 25433-06 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 2198801 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 4826611 | |
|
16 |
ПС 110 кВ Новокунгурская, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 24, ввод №2 10 кВ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 25433-06 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 2198801 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 4826611 | |
|
17 |
ПС 110 кВ Новокунгурская, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.21, ВЛ 10 кВ №17 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 25433-06 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 2198801 |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 4826611 | |
|
18 |
ПС 35 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ №1 ГКС-2, 1 СШ 10 кВ, яч.4 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 25433-06 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 2198801 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 3669708 |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
19 |
ПС 35 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ №1 ГКС-2, 2 СШ 10 кВ, яч.21 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 25433-06 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 2198801 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 3669708 |
УСПД RTU-325L Рег № 37288-08; УССВ-2 Рег № 54074-13; 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. 2Допускается замена У СПД 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 | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
Ь< I изм<1 5 |
I5— I изм<1 20 |
I20' I изм<1 100 |
I100< I изм <! 120 | ||||
|
5wоA % |
5wоP % |
5wоA % |
5wоP % |
5wоA % |
5wоP % |
5wоA % |
5wоP % | ||
|
5, 12 |
0,50 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,4 |
±1,0 |
|
0,80 |
±1,3 |
±2,0 |
±1,1 |
±1,7 |
±0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,3 | |
|
0,87 |
±1,3 |
±2,3 |
±1,0 |
±1,9 |
±0,8 |
±1,5 |
±0,8 |
±1,5 | |
|
1,00 |
±1,0 |
- |
±0,8 |
- |
±0,7 |
- |
±0,7 |
- | |
|
1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10 |
0,50 |
- |
- |
±5,4 |
±2,7 |
±2,9 |
±1,5 |
±2,2 |
±1,2 |
|
0,80 |
- |
- |
±2,9 |
±4,4 |
±1,6 |
±2,4 |
±1,2 |
±1,9 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,5 |
±5,5 |
±1,4 |
±3,0 |
±1,1 |
±2,2 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- | |
|
13, 16 |
0,50 |
- |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,0 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,7 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,1 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,8 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- | |
|
11 |
0,50 |
±4,8 |
±2,4 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,2 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,2 |
|
0,80 |
±2,6 |
±4,0 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,2 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±2,2 |
±4,9 |
±1,5 |
±3,1 |
±1,1 |
±2,2 |
±1,1 |
±2,2 | |
|
1,00 |
±1,6 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- | |
|
14, 15, 17, 18, 19 |
0,50 |
±4,9 |
±2,7 |
±3,1 |
±2,1 |
±2,3 |
±1,5 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
±2,7 |
±4,1 |
±1,9 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,1 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
±2,4 |
±5,0 |
±1,8 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,4 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
±1,9 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- |
±1,0 |
- | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< I изм<1 5 |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wP % | ||
|
5, 12 |
0,50 |
±2,2 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,7 |
|
0,80 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,1 |
±1,9 |
±1,1 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±1,4 |
±2,7 |
±1,2 |
±2,3 |
±1,0 |
±2,1 |
±1,0 |
±2,1 | |
|
1,00 |
±1,2 |
- |
±0,8 |
- |
±0,8 |
- |
±0,8 |
- | |
|
1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10 |
0,50 |
- |
- |
±5,4 |
±3,0 |
±3,0 |
±2,0 |
±2,3 |
±1,8 |
|
0,80 |
- |
- |
±2,9 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,8 |
±1,4 |
±2,3 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,6 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,6 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- | |
|
13, 16 |
0,50 |
- |
- |
±5,7 |
±4,0 |
±3,3 |
±3,2 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,3 |
±5,3 |
±2,2 |
±3,7 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
- |
- |
±3,0 |
±6,2 |
±2,0 |
±4,1 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
- |
- |
±2,0 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- | |
|
11 |
0,50 |
±4,8 |
±2,8 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,3 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,8 |
|
0,80 |
±2,6 |
±4,2 |
±1,8 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,4 |
±2,3 | |
|
0,87 |
±2,3 |
±5,0 |
±1,6 |
±3,4 |
±1,2 |
±2,6 |
±1,2 |
±2,6 | |
|
1,00 |
±1,7 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- | |
|
14, 15, 17, 18, 19 |
0,50 |
±5,1 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 |
±2,6 |
±3,1 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
±3,0 |
±4,9 |
±2,3 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,4 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±2,8 |
±5,6 |
±2,2 |
±4,3 |
±1,8 |
±3,6 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
±2,3 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- |
±1,3 |
- | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с | |||||||||
|
Примечание: I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; 1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; SWoA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6WoP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 6WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 6WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. | |||||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
19 |
|
Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф 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 |
|
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков и УСПД - для сервера |
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 |
|
Период измерений активной и реактивной средней 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 указанием времени измерений и времени поступления результатов |
Автоматическое |
|
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 |
100 3,5 |
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;
- 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 АУВП. 411711.119.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
14 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛП-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
21 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
VR |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Счетчики |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
12 |
|
Счетчики |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.R |
5 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 |
|
УСПД |
RTU-325L |
1 |
|
ИВК |
АльфаЦЕНТР |
1 |
|
СОЕВ |
УССВ-2 |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская». Формуляр |
АУВП. 411711.119.ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская». Методика поверки |
МП-245-КА.Ки.310556-2019 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу Mn-245-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 21.10.2019 г.
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 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 Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская»». Методика измерений аттестована ФГУП «СНИИМ». Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
