| Номер в госреестре | 76757-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" Сургутский завод стабилизации конденсата |
| Изготовитель | Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» (Инженерно-технический центр ООО«Газпром энерго»), г. Оренбург |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Сургутский завод стабилизации конденсата (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.
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 (УССВ), 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 ±1 с.
УСПД получает шкалу времени от устройства синхронизации системного времени yCCB-16HVS. УССВ-16ИУ8 осуществляет прием и обработку сигналов GPS/ГЛОНАСС по которым осуществляет постоянную синхронизацию собственных часов со шкалой времени UTC(SU) и контроль часов УСПД с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. Синхронизация часов УСПД с УССВ-16HVS происходит при расхождении более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков УСПД определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по ±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). В случае выхода из строя сервера синхронизации времени утвержденного типа источником точного времени могут выступать NTP-серверы ФГУП «ВНИИФТРИ» (ntp1.vniiftri.ru, ntp2.vniiftri.ru, ntp3.vniiftri.ru).
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 |
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 Конденсат-2, ввод-1 110 кВ 1Т | TG 145-420 Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 15651-96 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 Ктн = 110000/100 Рег. № 26452-04 | СЭТ-4ТМ 03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | УСПД RTU-325 Рег№ 37288-08; УССВ-^HVS; ЦСОИ |
| 2 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ТСН-1 | Т-0,66У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 15764-96 | Не используется | А1802ЯЛЬХ0-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ввод-2 110 кВ 2Т | TG 145-420 Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 15651-96 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 Ктн = 110000/100 Рег. № 26452-04 | СЭТ-4ТМ 03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | УСПД RTU-325 Рег№ 37288-08; УССВ-16HVS; ЦСОИ |
| 4 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ТСН-2 | Т-0,66У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 15764-96 | Не используется | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 5 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ЗРУ-6 кВ Конденсат-2, 1 СШ 6 кВ, яч.109 ТСН-1 | Т-0,66У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 15764-96 | Не используется | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 6 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ЗРУ-6 кВ Конденсат-2, 2 СШ 6 кВ, яч.208 | ТШЛ-10У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 3972-73 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00 | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 7 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ЗРУ-6 кВ Конденсат-2, 2 СШ 6 кВ, яч.216, КЛ 6 кВ ф. Сургут Перевалка-1 | ТОЛ 10-1 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 15128-96 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
| 8 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ЗРУ-6 кВ Конденсат-2, 2 СШ 6 кВ, яч.206 ТСН-2 | Т-0,66У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 15764-96 | Не используется | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 9 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ЗРУ-6 кВ Конденсат-2, 3 СШ 6 кВ, яч.302, КЛ 6 кВ ф.МУП СРЭС МО | ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 15128-96 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00 | А1802RALXQ-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 10 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ЗРУ-6 кВ Конденсат-2, 3 СШ 6 кВ, яч.316, КЛ 6 кВ ф. Сургут Певалка-2 | ТОЛ 10-1 Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 15128-96 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | УСПД RTU-325 Рег№ 37288-08; УССВ-^HVS; ЦСОИ |
| 11 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ЗРУ-6 кВ Конденсат-2, 3 СШ 6 кВ, яч.309 ТСН-3 | Т-0,66У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 15764-96 | Не используется | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 12 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ЗРУ-6 кВ Конденсат-2, 4 СШ 6 кВ, яч.409, КЛ 6 кВ ф.МУП СРЭС МО СР | ТОЛ 10-1 Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 15128-96 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00 | А1802RALXQ-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 13 | ПС 110 кВ Конденсат-2, ЗРУ-6 кВ Конденсат-2, 4 СШ 6 кВ, яч.415 ЛПУ ЭХЗ | ТОЛ 10-1 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 15128-96 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ 03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 14 | ПС 110 кВ Бензиновая, ЗРУ-6 кВ Бензиновая, 1 СШ 6 кВ, яч.1.6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 247369 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 15 | ПС 110 кВ Бензиновая, ЗРУ-6 кВ Бензиновая, 2 СШ 6 кВ, яч.2.6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 247369 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 16 | ПС 110 кВ Бензиновая, ЗРУ-6 кВ Бензиновая, 3 СШ 6 кВ, яч.3.6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 247369 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 17 | ПС 110 кВ Бензиновая, ЗРУ-6 кВ Бензиновая, 4 СШ 6 кВ, яч.4.6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 247369 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | УСПД RTU-325 Рег№ 37288-08; УССВ-16HVS; ЦСОИ |
| 18 | ПС 110 кВ Бензиновая, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 17551-98 | Не используется | А1802RALXQ-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 19 | ПС 110 кВ Бензиновая, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 17551-98 | Не используется | А1802RALXQ-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | |
| 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 УСПД 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 п
рименения
| ИК №№ | cos j | 15— I изм<1 20 | I20— 1 изм<1 100 | I100— 1 изм —1 120 | |||
| 8wоЛ % | 8wоP % | 8wоЛ % | 8wоP % | 8wоЛ % | 8wоP % | ||
| 1, 3, 6, 7, 9, 10, 12, 13, 14, 15, 16, 17 | 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, 4, 5, 8, 11, 18, 19 | 0,50 | ±5,3 | ±2,6 | ±2,6 | ±1,3 | ±1,8 | ±1,0 |
| 0,80 | ±2,8 | ±4,3 | ±1,4 | ±2,2 | ±1,0 | ±1,5 | |
| 0,87 | ±2,4 | ±5,3 | ±1,2 | ±2,7 | ±0,8 | ±1,9 | |
| 1,00 | ±1,7 | - | ±0,9 | - | ±0,6 | - | |
| ИК №№ | cos j | I5< I изм<1 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <I 120 | |||
| 5wA % | 5wP % | 5wA % | 5wP % | 5wA % | 5wP % | ||
| 1, 3, 6, 7, 9, 10, 12, 13, 14, 15, 16, 17 | 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 | - | |
| 2, 4, 5, 8, 11, 18, 19 | 0,50 | ±5,3 | ±2,9 | ±2,7 | ±1,9 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,80 | ±2,8 | ±4,5 | ±1,5 | ±2,6 | ±1,1 | ±2,1 | |
| 0,87 | ±2,5 | ±5,5 | ±1,3 | ±3,0 | ±1,0 | ±2,3 | |
| 1,00 | ±1,7 | - | ±0,9 | - | ±0,7 | - | |
Пределы поправок 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;
8WoA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
8т>Р - 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._
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 19 |
| Нормальные условия: - ток, % От !ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos j 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 ^ом - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos j температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков и УСПД - 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 |
| 1 | 2 |
| 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 | § ''V 13 |
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.
наносится на титульный лист формуляра МПЕК.411711.038 .ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Сургутский завод стабилизации конденсата. Формуляр».
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66У3 | 15 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-10У3 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-1 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 6 |
| Трансформаторы тока | TG 145-420 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10-1 | 8 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 3 |
| Счетчики | А1802RALXQ-P4G-DW-4 | 4 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ 03М | 3 |
| Счетчики | А1802RALXQ-P4GB-DW-4 | 10 |
| УСПД | RTU-327 | 1 |
| ИВК | АльфаЦЕНТР | 1 |
| СОЕВ | УССВ-2 | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" "Сургутский завод стабилизации конденсата". Формуляр | МПЕК.411711.038.ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" "Сургутский завод стабилизации конденсата". Методика поверки | МП-213-RA.RU.310556-2019 | 1 |
осуществляется по документу МП-213-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Сургутский завод стабилизации конденсата. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 30.07.2019 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.
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Сургутский завод стабилизации конденсата» Свидетельство об аттестации методики измерений № 476-RA.RU.311735-2019 от 30.07.2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Сургутский завод стабилизации конденсата
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 23.11.2024 |
