Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Екатеринбург" Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 "Домбаровка"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 87374-22
Производитель / заявитель: Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Екатеринбург" Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 "Домбаровка" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 «Домбаровка» (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.

Скачать

87374-22: Описание типа СИ Скачать 141.2 КБ
87374-22: Методика поверки Скачать 5.3 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 87374-22
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Екатеринбург" Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 "Домбаровка"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Срок свидетельства (Или заводской номер) 06.001-2022
Производитель / Заявитель

Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 «Домбаровка» (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 (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - 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 (далее - ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, сервер синхронизации времени, сервер баз данных (далее - БД) и автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».

ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (далее - 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;

-    перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

-    автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

-    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 КУЭ.

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 локальной вычислительной сети 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 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 и с сервера баз данных на АРМ (основной канал);

-    посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и с сервера баз данных на АРМ (резервный канал).

В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), включающая в себя сервер синхронизации времени, часы Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 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 ±1 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 в формуляр. Заводской номер 06.001-2022.

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.

ИК

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ввод № 1 6 кВ

ТЛШ-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 2000/5 Рег. № 11077-03

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

2

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ (рабочая), яч.21

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

3

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ (рабочая), яч.23

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД

4

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ (рабочая), яч.25

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

5

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ (пусковая), яч.7

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

6

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ (пусковая), яч.9

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

1

2

3

4

5

6

7

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ (пусковая), яч.11

,5S 16 мо" .$! '

П лт 0е 7 Т КК 6Р 4

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД

8

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6кВ, Ввод №2 6 кВ

ТЛШ-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 2000/5 Рег. № 11077-03

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

9

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6кВ (рабочая), яч.12

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

10

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6кВ (рабочая), яч.14

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

11

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6кВ (пусковая), яч.3

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

12

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6кВ (пусковая), яч.5

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

13

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6кВ (собственные нужды), яч.4

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

1

2

3

4

5

6

14

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6кВ (собственные нужды), яч.6

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АЕ™2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД

15

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6кВ (собственные нужды), яч.8

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АЕ™2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

16

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, Ввод №3 6 кВ

ТЛШ-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 2000/5 Рег. № 11077-03

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АЕ™2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

17

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ (рабочая), яч.39

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АЕ™2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

18

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ (рабочая), яч.41

,5S 16 Л 0, -1 П лт 0е 7 Т КК 6Р 4

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АЕ™2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

19

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ (рабочая), яч.43

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АЕ™2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

20

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ (пусковая), яч.53

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 АЕ™2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

1

2

3

4

5

6

21

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ (пусковая), яч.55

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234

АRTM2-00

PB.G

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

22

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ (пусковая), яч.57

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234

АRTM2-00

PB.G

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

23

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, Ввод №4 6 кВ

ТЛШ-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 2000/5 Рег. № 11077-03

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234

АRTM2-00

PB.G

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

24

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ (рабочая), яч.30

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234

АRTM2-00

PB.G

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД

25

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ (рабочая), яч.32

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234

АRTM2-00

PB.G

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

26

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ (пусковая), яч.59

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234

АRTM2-00

PB.G

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

27

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ (пусковая), яч.61

ТПОЛ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 47958-16

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234

АRTM2-00

PB.G

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

1

2

3

4

5

6

28

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ (собственные нужды), яч.42

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 А^М2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД

29

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ (собственные нужды), яч.44

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 А^М2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

30

ПС 110 кВ КС-15, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ (собственные нужды), яч.46

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00

Меркурий 234 А^М2-00 PB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

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.    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке.

4.    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

Ь< I изм<1 20

I20< I изм<1 100

I100< I изм <! 120

О

>

%

о4

5wcP %

О

>

%

о4

5wcP %

О

>

%

О4

5wcP %

о

>

%

о4

5wcP %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1, 8,

16, 23

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

5

6

7

8

9

10

13, 14, 15, 28, 29, 30

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

-

2 - 7,

9 - 12, 17 - 22, 24 - 27

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

-

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

ИК

cos ф

I2< I

1зм<! 5

I5< I изм<1 20

I20< I изм<1 100

I100< I изм <I 120

№№

5wA %

5wp %

5wA %

5wp %

5wA %

5wp %

5wA %

5wp %

1, 8,

0,50

±2,2

±2,1

±1,7

±1,9

±1,5

±1,7

±1,5

±1,7

16, 23

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

-

4,

3

0,50

-

-

±5,4

±3,0

±3,0

±2,0

±2,3

±1,8

15, 28,

0,80

-

-

±2,9

±4,6

±1,7

±2,8

±1,4

±2,3

29, 30

0,87

-

-

±2,6

±5,6

±1,5

±3,3

±1,2

±2,6

1,00

-

-

±1,8

-

±1,1

-

±0,9

-

2

-

0,50

±4,8

±2,8

±3,0

±2,2

±2,3

±1,8

±2,3

±1,8

2,

-

9

0,80

±2,6

±4,2

±1,8

±2,9

±1,4

±2,3

±1,4

±2,3

2,

2

-

7

0,87

±2,3

±5,0

±1,6

±3,4

±1,2

±2,6

±1,2

±2,6

24 - 27

1,00

±1,7

-

±1,1

-

±0,9

-

±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;

5wcA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;

8wоР - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;

5wA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;

5wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

30

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

-    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, мин

30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, мин

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, сут, 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 типографским способом на титульный лист формуляра 87570424.411711.091.01 .ФО.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформаторы тока

ТПЛ-10

12

Трансформаторы тока

ТЛШ-10

12

Трансформаторы тока

ТПОЛ

40

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

4

Счетчики

Меркурий 234 АRTM2-00 PB.G

30

ПО ИВК

АльфаЦЕНТР

1

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

1

Формуляр

87570424.411711.091.01.ФО

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 Екатеринбург» Домбаровское ЛПУ МГ КС-15 «Домбаровка»» 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.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;

ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Правообладатель

Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» (Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)

ИНН 7736186950

Адрес: 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295 Телефон: +7 (3532) 687-126 Факс: +7 (3532) 687-127 E-mail: info@of.energo.gazprom.ru

Смотрите также

87375-22
РГС-50 Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические
Акционерное общество "Сибнефтемаш" (АО "Сибнефтемаш"), г. Тюмень
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-50 (далее - резервуары) предназначены для измерений объема, а также приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Универмаг «Бежицкий» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, о...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МСК ЭНЕРГО» 1-ая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработ...
87378-22
ТОЛ-35 III-II-1 УХЛ1 Трансформаторы тока
Открытое акционерное общество "Свердловский завод трансформаторов тока" (ОАО "СЗТТ"), г. Екатеринбург
Трансформаторы тока ТОЛ-35 III-II-1 УХЛ1 предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и (или) устройствам защиты и управления, для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в электрических ус...
87379-22
ТФЗМ 35А-У1 Трансформаторы тока
Открытое акционерное общество "Запорожский завод высоковольтной аппаратуры" (ОАО "ЗЗВА"), Украина (изготовлены в 1982-1986 гг.)
Трансформаторы тока ТФЗМ 35А-У1 (далее по тексту - ТТ) предназначены для масштабного преобразования силы переменного тока и передачи сигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов, устройств защиты и сигнализации в электрич...