Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Оренбургский Гелиевый 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 «Г азпром 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-приемника 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 ВЛ-110 кВ Гелий 1-1Т | А В С | ТБМО-110 УХЛ-1 300/1 Кл.т 0,2S Рег. № 50541-15 Рег. № 23256-02 Рег. № 23256-02 | А В С | НАМИ-110 УХЛ1 (1) 110000: V3/ 100:V3 Кл.т 0,2 Рег. № 24218-13 Рег. № 24218-03 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-1 6 кВ яч. 9 «Ввод 1-1Т» сек. I | А В С | ТЛШ-10-1 3000/5 Кл.т 0,2S Рег. № 11077-03 | А В С | НТМИ-6-66 (2) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 3 | ГПП-1, ЗРУ-1 6 кВ яч. 6 «Ввод 2-1Т» сек. II | А В С | ТЛШ-10-1 3000/5 Кл.т 0,2S Рег. № 11077-03 | А В С | НТМИ-6-66 (3) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 4 | ГПП-1, ЗРУ-2 6 кВ яч. КЗ «Ввод 3-1Т» сек. V | А С | ТПШЛ-10 5000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НТМИ-6-66 (4) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 5 | ГПП-1, ЗРУ-З 6 кВ яч. К11 «Ввод 4-1Т» сек. VII | А С | ТПШЛ-10 5000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НТМИ-6-66 (5) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 6 | ГПП-1 ВЛ-110 кВ Гелий 1-2Т | А В С | ТБМО-110 УХЛ-1 300/1 Кл.т 0,2S Рег. № 23256-11 | А В С | НАМИ-110 УХЛ1 (6) 110000: V3/ 100:V3 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-1 6 кВ яч. 39 «Ввод 1-2Т» сек. III | А В С | ТЛШ-10-1 3000/5 Кл.т 0,2S Рег. № 11077-03 | А В С | НТМИ-6-66 (7) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 2611-70 | 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. 38 «Ввод 2-2Т» сек. IV | А В С | ТЛШ-10-1 3000/5 Кл.т 0,2S Рег. № 11077-03 | А В С | НТМИ-6-66 (8) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-325 Рег. № 37288-08 УСВ-3 Рег. № 64242-16 ЦСОИ |
| 9 | ГПП-1, ЗРУ-2 6 кВ яч. К8 «Ввод 3-2Т» сек. VI | А С | ТПШЛ-10 5000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НТМИ-6-66 (9) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 10 | ГПП-1, ЗРУ-3 6 кВ яч. К6 «Ввод 4-2Т» сек. VIII | А С | ТПШЛ-10 5000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НТМИ-6-66 (10) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 11 | ГПП-2 ВЛ-110 кВ Гелий 2-1-1Т | А В С | TG-145 600/5 Кл.т 0,2 Рег. № 15651-96 | А В С | СРВ 123 (11) 110000: V3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 15853-96 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
| 12 | ГПП-2, ЗРУ-1 6 кВ яч. 58 «Ввод 3-1Т» сек. I | А В С | ТЛШ-10-1 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 11077-03 | А В С | НАМИТ-10-2 УХЛ2 (12) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 13 | ГПП-2, ЗРУ-2 6 кВ яч. 72 «Ввод 4-1Т» сек. I | А В С | ТЛШ-10-1 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 11077-03 | А В С | ЗНОЛ.06-6У3 (13) 6000:V3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 14 | ГПП-2, ЗРУ-10 кВ яч. 50 «Ввод 5-1Т» сек. I | А В С | ARO1a/N2 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 50463-12 | А В С | VRQ 3n/S2 (14) 10000:^3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 50606-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 15 | ГПП-2 ВЛ-110 кВ Гелий 2-2-2Т | А В С | TG-145 600/5 Кл.т 0,2 Рег. № 15651-96 | А В С | СРВ 123-550 (15) 110000: V3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 15853-96 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
| 16 | ГПП-2, ЗРУ-1 6 кВ яч. 13 «Ввод 3-2Т» сек. II | А В С | ТЛШ-10-1 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 11077-03 | А В С | НАМИТ-10-2 (16) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 17 | ГПП-2, ЗРУ-2 6 кВ яч. 65 «Ввод 4-2Т» сек. II | А В С | ТЛШ-10-1 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 11077-03 | А В С | ЗНОЛ.06-6У3 (17) 6000:V3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 18 | ГПП-2, ЗРУ-10 кВ яч. 8 «Ввод 5-2Т» сек. II | А В С | ARO1a/N2 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 50463-12 | А В С | VRQ 3n/S2 (18) 10000:^3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 50606-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 19 | ГПП-2 ВЛ-110 кВ Гелий 2-3Т | А В С | TG-145 600/5 Кл.т 0,2 Рег. № 15651-96 | А В С | СРВ 123-550 (19) 110000: V3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 15853-96 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | RTU-325 Рег. № 37288-08 |
| 20 | ГПП-2, ЗРУ-1 6 кВ яч. 22 «Ввод 3-3 Т» сек. III | А В С | ТЛШ-10-1 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 11077-03 | А В С | НАМИТ-10-2 (20) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 ЦСОИ |
| 21 | ГПП-2, ЗРУ-2 6 кВ яч. 97 «Ввод 4-3 Т» сек. III | А В С | ТЛШ-10-1 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 11077-03 | А В С | ЗНОЛ.06-6У3 (21) 6000:V3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 22 | ГПП-2, ЗРУ-10 кВ яч. 20 «Ввод 5-3Т» сек. III | А В С | ARO1a/N2 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 50463-12 | А В С | VRQ 3n/S2 (22) 10000:^3/ 100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 50606-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблице 2, метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 (1) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 1. |
Продолжение таблицы 2_
5 (2) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 2.
6 (3) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 3.
7 (4) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 4.
8 (5) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 5.
9 (6) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 6.
10 (7) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 7.
11 (8) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 8.
12 (9) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 9.
13 (10) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 10.
14 (11) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 11.
15 (12) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 12.
16 (13) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 13.
17 (14) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 14.
18 (15) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 15.
19 (16) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 16.
20 (17) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 17.
21 (18) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 18.
22 (19) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 19.
23 (20) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 20.
24 (21) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 21.
25 (22) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 22.
| Таблица 3 - | Основные метрологические характеристики ИК АИ | ИС КУЭ |
| Номера | Вид электрической | Границы основной | Границы погрешности в |
| ИК | энергии | погрешности, (±5), % | рабочих условиях, (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| | Активная | 0,7 | 1,7 |
| 1, 6 | | | |
| | Реактивная | 1,7 | 3,3 |
| | Активная | 0,9 | 1,8 |
| 2, 3, 7, 8 | | | |
| | Реактивная | 2,1 | 3,4 |
| | Активная | 0,7 | 1,8 |
| 11, 15, 19 | | | |
| | Реактивная | 1,7 | 3,3 |
| 4, 5, 9, 10, | Активная | 1,1 | 3,1 |
| 12-14, 16- | | | |
| 18, 20-22 | Реактивная | 2,9 | 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 | 22 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от !ном - коэффициент мощности температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от !ном - коэффициент мощности, еоБф температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +40 от -20 до +40 от -1 до +40 от +10 до +30 |
| Наименование характеристики | Значение |
| 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 |
| 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 средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформатор тока | TG-145 | 9 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10-1 | 30 |
| Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока измерительный | ARO1a/N2 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | СРВ 123 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 8 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | VRQ 3n/S2 | 9 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 17 |
| Счетчик электрической энергии статический трехфазный | Меркурий 234 | 5 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Устройства синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 |
| ИВК | ЦСОИ ООО «Г азпром энерго» | 1 |
| ПО | АльфаЦентр | 1 |
| Паспорт-формуляр | 87570424.425210.080.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП КЦСМ-168-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-168-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Оренбургский Гелиевый 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 6V3...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-325L - 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 Гелиевый завод, аттестованном ФБУ «Курский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.312287.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
79323-20: Методика поверкиСкачать1.2 Мб