Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" Волжское ЛПУ МГ КС-22 "Помары"
| Номер в ГРСИ РФ: | 82340-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Волжское ЛПУ МГ КС-22 «Помары» (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 | 82340-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" Волжское ЛПУ МГ КС-22 "Помары" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 11.001-2021 |
Производитель / Заявитель
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 82340-21: Описание типа СИ | Скачать | 429.6 КБ | |
| 82340-21: Методика поверки МП-335-RA.RU.310556-2021 | Скачать | 4.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Волжское ЛПУ МГ КС-22 «Помары» (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, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух 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 (ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, 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.
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;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
- дистанционный доступ к компонентам АИИС
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 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
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для передачи данных от счетчиков до ИВК;
- посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от уровня ИИК 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 Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа ССВ-1Г. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов Сервера БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов Сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.
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 «высокий» 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 |
ИВК |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 220 кВ Восток, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1, 1 СШ 10 кВ, яч. 1.8, ввод 1 10 кВ Т-1 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД |
|
2 |
ПС 220 кВ Восток, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1, 2 СШ 10 кВ, яч. 2.5, ввод 2 10 кВ Т-2 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
3 |
ПС 220 кВ Восток, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1, 3 СШ 10 кВ, яч. 3.4, ввод 3 10 кВ Т-1 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
4 |
ПС 220 кВ Восток, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1, 4 СШ 10 кВ, яч. 4.3, ввод 4 10 кВ Т-2 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
5 |
ПС 220 кВ Восток, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-2, 1 СШ 10 кВ, яч. 1.8, ввод 1 10 кВ Т-3 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
6 |
ПС 220 кВ Восток, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-2, 2 СШ 10 кВ, яч. 2.3, ввод 2 10 кВ Т-4 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
7 |
ПС 220 кВ Восток, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-2, 3 СШ 10 кВ, яч. 3.4, ввод 3 10 кВ Т-3 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8 |
ПС 220 кВ Восток, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-2 4 СШ 10 кВ, яч. 4.3, ввод 4 10 кВ Т-4 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД |
|
9 |
ПС 220 кВ Заря, ЗРУ-10 кВ Елец-1 КС-22, 1 СШ 10 кВ, яч. 1.8, ввод 1 10 кВ Т-5 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
10 |
ПС 220 кВ Заря, ЗРУ-10 кВ Елец-1 КС-22, 2 СШ 10 кВ, яч. 2.4, ввод 2 10 кВ Т-6 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
11 |
ПС 220 кВ Заря, ЗРУ-10 кВ Елец-1 КС-22, 3 СШ 10 кВ, яч. 3.4, ввод 3 10 кВ Т-5 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
12 |
ПС 220 кВ Заря, ЗРУ-10 кВ Елец-1 КС-22, 4 СШ 10 кВ, яч. 4.3, ввод 4 10 кВ Т-6 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 6811-78 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
13 |
ПС 220 кВ Заря, ЗРУ-10 кВ Елец-2 КС-22, 1 СШ 10 кВ, яч. 2, ввод 1 10 кВ Т-3 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709-06 |
VRQ 3n/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
14 |
ПС 220 кВ Заря, ЗРУ-10 кВ Елец-2 КС-22, 2 СШ 10 кВ, яч. 13, ввод 2 10 кВ Т-4 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709-06 |
VRQ 3n/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
15 |
ПС 220 кВ Заря, ЗРУ-10 кВ Елец-2 КС-22, 3 СШ 10 кВ, яч. 29, ввод 3 10 кВ Т-3 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709-06 |
VRQ 3n/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
16 |
ПС 220 кВ Заря, ЗРУ-10 кВ Елец-2 КС-22, 4 СШ 10 кВ, яч. 17, ввод 4 10 кВ Т-4 |
ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709-06 |
VRQ 3n/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3:100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ССВ-1Г Рег. № >8301-14; Сервер БД |
|
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. 2. Допускается замена сервера БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО) и сервера синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. 3. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. 5. 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 |
I2< 1изм<1 5 |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
Swca % |
SweP % |
Swca % |
SWcP % |
Swca % |
SWcP % |
Swca % |
SWcP % | ||
|
1 - 16 |
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 |
- | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< Ьзм<1 5 |
I5< Ьзм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
SwA % |
SwP % |
Swa % |
SwP % |
Swa % |
SwP % |
Swa % |
SwP % | ||
|
1 - 16 |
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 |
- | |
|
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTc(sU) ±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; Swqa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; SwqP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; SwA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; SwP - 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 |
16 |
|
Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: |
от 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 - для сервера |
от 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 ИИК 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 Сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра МРЕК.411711.097 .ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Волжское ЛПУ МГ КС-22 «Помары». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10 |
24 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛП-10 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
VRQ 3n/S2 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
36 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03М |
16 |
|
ПО ИВК |
АльфаЦЕНТР |
1 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 |
|
Сервер БД |
Stratus FT Server 4700 P4700-2S |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" Волжское ЛПУ МГ КС-22 "Помары". Формуляр |
МРЕК.411711.097.ФО |
1 |
|
ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" Волжское ЛПУ МГ КС-22 "Помары". Методика поверки |
МП-335-КА.Ки.310556-2021 |
1 |
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 Нижний Новгород» Волжское ЛПУ МГ КС-22 «Помары»» Методика измерений аттестована ЗападноСибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» 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
