Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" Оренбургский Газоперерабатывающий завод
| Номер в ГРСИ РФ: | 79322-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 79322-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" Оренбургский Газоперерабатывающий завод |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 04.001-2019 |
Производитель / Заявитель
ООО "Газпром энерго" Инженерно-технический центр, г.Оренбург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 79322-20: Описание типа СИ | Скачать | 403 КБ | |
| 79322-20: Методика поверки | Скачать | 1.2 MБ |
Описание типа
Назначение
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
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 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), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. 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 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, с возможностью использования электронно-цифровой подписи через 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-npueMHUKa 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
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 таблицах 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦентр»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/ УССВ/ Сервер | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
|
1 |
ГПП-1 ЗРУ 110 кВ КТЭЦ -Газзавод-1-1Т |
А В С |
ТБМО-110 УХЛ-1 300/1 Кл.т 0,2S Рег. № 23256-11 |
А В С |
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 В С |
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 | |
|
3 |
ГПП-1, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 109 «Ввод-1Т» сек. 1 |
А В С |
ТЛП-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 30709-08 |
А В С |
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 | |
|
4 |
ГПП-1, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 53 «Ввод-1-1Т» сек. 3 |
А В С |
ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 |
А В С |
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 | |
|
5 |
ГПП-1, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 71 «Ввод-2- 1Т» сек. 5 |
А В С |
ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 |
А В С |
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 | |
|
6 |
ГПП - 1 ЗРУ 110 кВ ПС Каргалинская ГПЗ-1.2-2Т |
А В С |
ТБМО-110 УХЛ-1 300/1 Кл.т 0,2S Рег. № 23256-11 |
А В С |
НАМИ-110 УХЛ1 (6) 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 | |
|
7 |
ГПП-1, ЗРУ 35 кВ, яч. 9 «Ввод-2Т» сек. 2 |
А В С |
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 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
|
8 |
ГПП-1, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 209 «Ввод-2Т» сек. 2 |
А В С |
ТЛП-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 30709-08 |
А В С |
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 | |
|
9 |
ГПП-1, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 48 |
А В С |
ТПШЛ-10 3000/5 |
А В С |
ЗНОЛТ-6 (9) 6000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
«Ввод-1-2Т» сек. 4 |
Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 |
Кл.т 0,5 Рег. № 3640-73 | |||||
|
10 |
ГПП-1, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 66 |
А В С |
ТПШЛ-10 3000/5 |
А В С |
ЗНОЛТ-6 (10) 6000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
«Ввод-2-2Т» сек. 6 |
Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 |
Кл.т 0,5 Рег. № 3640-73 | |||||
|
11 |
РП-2 6 кВ, ЩГН-1 6 кВ, яч. 5Г, ф. 101 6 кВ |
А В С |
ТОЛ 10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 7069-02 |
А В С |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 (11) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 |
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 |
|
12 |
ГПП - 2 ОРУ-110 кВ КТЭЦ Газзавод-3-1Т |
А В С |
ТБМО-110 УХЛ-1 300/1 Кл.т 0,2S Рег. № 23256-11 |
А В С |
НАМИ-110 УХЛ1 (12) 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 | |
|
13 |
ГПП-2, ЗРУ 6 кВ, яч. 15 |
А В С |
ТПШЛ-10 2000/5 |
А В С |
НАМИТ-10 (13) 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ЦСОИ |
|
«Ввод-1-1Т» сек. 1 |
Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 |
Кл.т 0,5 Рег. № 16687-13 | |||||
|
ГПП-2, ЗРУ 6 |
А |
ТПШЛ-10 |
А В С |
НАМИТ-10 (13) |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
14 |
кВ, яч. 20 |
3000/5 |
6000/100 | ||||
|
«Ввод-2-1Т» сек. 1 |
В С |
Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 |
Кл.т 0,5 Рег. № 16687-13 | ||||
|
ГПП-2, Щит Т- |
А |
ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 |
А |
НАМИ-10-95УХЛ2 (14) |
СЭТ-4ТМ.03М | ||
|
15 |
30 10 кВ, яч. А1 |
В |
В |
10000/100 |
Кл. т. 0,2S/0,5 | ||
|
«Ввод-1Т» |
С |
С |
Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 |
Рег. № 36697-17 | |||
|
А В |
ТБМО-110 |
А |
НАМИ-110 | ||||
|
16 |
ГПП - 2 ОРУ-110 кВ ПС Каргалинская ГПЗ-3-3-2Т |
УХЛ-1 300/1 Кл.т 0,2S Рег. № 23256-05 |
В |
УХЛ1 (15) 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 | ||
|
С |
Рег. № 60541-15 |
С |
Рег. № 60353-15 | ||||
|
Рег. № 60541-15 |
Рег. № 60353-15 | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
|
17 |
ГПП-2, ЗРУ 6 кВ, яч. 34 «Ввод-1-2Т» сек. 2 |
А В С |
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 |
|
18 |
ГПП-2, ЗРУ 6 кВ, яч. 29 «Ввод-2-2Т» сек. 2 |
А В С |
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 | |
|
19 |
ГПП-2, Щит Т-30 10 кВ, яч. А2 «Ввод-2Т» |
А В С |
ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 |
А В С |
НАМИ-10-95УХЛ2 (17) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
20 |
ПС 110 кВ «Газзавод-3» (ГПП-2), ЗРУ-6 кВ, ЩГН-3 6 кВ, яч. 21, ф. 320 6 кВ |
А В С |
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 | |
|
21 |
ПС 110 кВ «Газзавод-3» (ГПП-2), ЗРУ-6 кВ, ЩГН-4 6 кВ, яч. 59, ф. 304 6 к |
А В С |
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 | |
|
22 |
ПС 110 кВ «Газззавод-3» (ГПП-2), Щит 6 кВ Т-32, яч. А2 |
А В С |
ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 |
А В С |
НАМИ-10-95УХЛ2 (20) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
|
23 |
РП-2 6 кВ, ЩГН-2 6 кВ, яч. 5Г, ф. 102 6 кВ |
А С |
ТЛО-10 600/5 Кл.т 0,2S Рег. № 25433-11 |
А В С |
ЗНОЛП-6 (21) 6000:^3/100:^3 Кл.т 0,5 Рег. № 46738-11 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
|
24 |
ПС 6 кВ «Р-1», Щит 6 кВ Т-11, яч. 14, ф. 149 6 кВ |
А В С |
ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 |
А В С |
НАМИ-10-95УХЛ2 (22) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
|
25 |
ПС 6 кВ «Р-1», Щит 6 кВ Т-12, яч. 15, ф. 150 6 кВ |
А В С |
ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 |
А В С |
НАМИ-10-95УХЛ2 (23) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |||
|
26 |
ПС 6 кВ «Р-1», Щит 6 кВ Т-13, яч. 8, ф. 151 6 кВ |
А В С |
ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 |
А В С |
НАМИ-10-95УХЛ2 (24) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 |
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 |
|
27 |
ПС 6 кВ «Северная», Щит 6 кВ 07.08ТА601, яч.17, ф. 212 6 кВ |
А В С |
ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 |
А В С |
НАМИ-10-95УХЛ2 (25) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
|
28 |
ПС 6 кВ «Южная», Щит 6 кВ 14ТА901, яч. 5, ф. 210 6 кВ |
А В С |
ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 |
А В С |
НАМИ-10- 95УХЛ2 (26) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
|
29 |
ПС 6 кВ «Южная», Щит 6 кВ 01.02.03ТА201, яч. 9, ф. 211 6 кВ |
А В С |
ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 |
А В С |
НАМИ-10-95УХЛ2 (27) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
Примечания:
|
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. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номера ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1, 6, 12, 16 |
Активная Реактивная |
0,7 1,7 |
1,7 3,3 |
|
11, 20-29 |
Активная Реактивная |
0,9 2,1 |
1,8 3,4 |
|
2-5, 7-10, 13-15, 17 19 |
Активная Реактивная |
1,1 2,9 |
3,1 5,1 |
|
Примечания: 1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
29 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,9 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности, cosф |
0,5 инд до 0,8 емк |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения | |
|
электросчетчиков, °С |
от -20 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С |
от -1 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
для RTU-325: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
для УСВ-3: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
для сервера: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
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 менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
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.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-35 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
29 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ 10 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
21 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
12 |
|
Трансформатор напряжения трехфазной антирезонансной группы |
НАЛИ-СЭЩ-35 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
VRQ3n/S2 |
6 |
|
Трансформатор напряжения с литой изоляцией |
ЗНОЛТ-6 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
5 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
9 |
|
Трансформатор напряжения заземляемые |
ЗНОЛП-6 |
3 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
14 |
|
Счетчик электрической энергии статический трехфазный |
Меркурий 234 |
15 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УСВ-3 |
1 |
|
ИВК |
ЦСОИ ООО «Г азпром энерго» |
1 |
|
ПО |
АльфаЦентр |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
87570424.425210.081.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
МП КЦСМ-169-2019 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-169-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Оренбургский Газоперерабатывающий 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/V3 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.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.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.;
- 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 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
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
