Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Акционерного Общества "Каспийский трубопроводный консорциум-Р" (АО "КТК-Р)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Акционерного Общества «Каспийский трубопроводный консорциум - Р» (АО «КТК-Р») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных ARIS MT500 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), встроенное в УСПД, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя: каналообразующую и коммуникационную аппаратуру, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), УСВ типа «УСВ-2», программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПК «Энергосфера» и возможность внешнего подключения АРМ энергосбытовой организации/субъекта оптового рынка к серверу БД ИВК АИИС КУЭ при помощи удаленного доступа по сети связи Internet. Система по каналам связи сети Internet в формате XML-файлов осуществляет обмен данными между другими автоматизированными системами.

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОР-ЭМ).

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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление, хранение измерительной информации и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в адрес заинтересованных организаций может быть осуществлена с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Internet с использованием/без использования электронно-цифровой подписи (далее по тексту -ЭЦП) как средствами сервера БД ИВК АИИС КУЭ, так и с помощью АРМ АИИС КУЭ, либо с помощью АРМ энергосбытовой организации/субъекта оптового рынка, подключенного к серверу БД ИВК АИИС КУЭ и обладающего соответствующим функционалом.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СО-ЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК. Для синхронизации шкалы времени на уровне ИВК, АИИС КУЭ оснащена УСВ типа «УСВ-2», принимающим сигналы точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (далее по тексту -ГЛОНАСС)/системы глобального позиционирования (Global Positioning System) (далее по тексту - GPS). УСВ типа «УСВ-2» обеспечивает автоматическую коррекцию внутренних часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ типа «УСВ-2», более чем на ±1 с. Для синхронизации шкалы времени на уровне ИВКЭ используется УСВ, встроенное в УСПД на основе приемника точного времени, получающего сигналы точного времени от ГЛОНАСС/GPS. Коррекция времени внутренних часов УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ± 1 мс. В случае неисправности или ремонта УСВ, встроенного в УСПД, имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК. Синхронизация времени внутренних часов счетчиков осуществляется от внутренних часов УСПД. Оценка разницы времени часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении УСПД к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация внутренних часов счетчиков выполняется при расхождении часов счетчика и часов УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2 _Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики_

к

р

е

ем

о

Н

Наименование ИК

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСВ

/

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110/10 кВ Нефтеналивная, ОРУ-110 кВ, ячейка ЭВ-110 кВ

TAT Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 29838-05

TVBs Кл. т. 0,5 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 29693-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,0

±6,9

2

Площадка НПС-8, ЗРУ-10 кВ,

I с.ш. 10 кВ, яч.19, В-10 Ввод 1

AR Кл. т. 0,2 Ктт 2000/5 Рег. № 50463-12

VR

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,8 ±1 ,8

±1,8

±4,0

3

Площадка НПС-8, ЗРУ-10 кВ,

II с.ш. 10 кВ, яч.20, В-10 Ввод 2

AR Кл. т. 0,2 Ктт 2000/5 Рег. № 50463-12

VR

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,8

±4,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

НПС-7, ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.21, Ввод 1

AR Кл. т. 0,5 Ктт 2500/5 Рег. № 50463-12

VR

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

5

НПС-7, ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.22, Ввод 2

AR Кл. т. 0,5 Ктт 2500/5 Рег. № 50463-12

VR Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

6

НПС-5, ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.21, Ввод 1

AR Кл. т. 0,2S Ктт 2500/5 Рег. № 50463-12

VR Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,8

±4,0

7

НПС-5, ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.22, Ввод 2

AR Кл. т. 0,2S Ктт 2500/5 Рег. № 50463-12

VR Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,8 ±1 ,8

±1,8

±4,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

НПС-4, ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.19, Ввод 1

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 2500/5 Рег. № 25433-11

VR

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,8

±4,0

9

НПС-4, ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.20, Ввод 2

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 2500/5 Рег. № 25433-11

VR Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,8 ±1 ,8

±1,8

±4,0

10

НПС-3 ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, Ввод 1 10 кВ, яч.21

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 2500/5 Рег. № 25433-11

VR Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,8

±4,0

11

НПС-3 ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, Ввод 2 10 кВ, яч.22

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 2500/5 Рег. № 25433-11

VR Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,8 ±1 ,8

±1,8

±4,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

НПС-2 ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, Ввод 1 10 кВ, яч.21

AR Кл. т. 0,2S Ктт 2500/5 Рег. № 50463-12

VR

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,8

±4,0

13

НПС-2 ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, Ввод 2 10 кВ, яч.22

AR Кл. т. 0,2S Ктт 2500/5 Рег. № 50463-12

VR

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 50606-12

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,8 ±1 ,8

±1,8

±4,0

14

ПС 110/10 кВ А-НПС-5А, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Нефтепровод -А-НПС-5А

ТВ-ТМ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44949-10

CPВ 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 47844-11

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

15

ПС 110/10 кВ А-НПС-5А, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Лиман

ТВ-ТМ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44949-10

СРВ 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 47844-11

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,6 ±1 ,3

±1,7

±3,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

16

ПС 110/10 кВ А-НПС-5А, ОРУ-110 кВ, KQS1G Ремонтная перемычка

TG Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 30489-09

СРВ 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 47844-11

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

17

ПС 110/10 кВ А-НПС-5А, ОРУ-110 кВ, QC1G Секционный выключатель

ТВ-ТМ-35 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 44949-10

CPВ 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 47844-11

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±0,6 ±1 ,3

±1,7

±3,9

18

НПС Астраханская, ЗРУ-10 кВ Ввод №1 I с.ш. 10 кВ яч.№25

AR Кл. т. 0,5 Ктт 1250/5 Рег. № 50463-12

VR Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 21988-01

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

19

НПС Астраханская, ЗРУ-10 кВ Ввод №2 II с.ш. 10 кВ яч.№24

AR Кл. т. 0,5 Ктт 1250/5 Рег. № 50463-12

VR Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 21988-01

A1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

УСВ-2 Рег. № 41681-10

/

ARIS MT500 Рег. № 53993-13

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Продолжение таблицы 2_

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Погрешность в рабочих условиях указана: ИК №№ 1, 6 - 17 - для соБф = 0,8 инд, 1=0,02Тном; ИК №№ 2 - 5, 18, 19 - для соБф = 0,8 инд, 1=0,05Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 от минус 40 до плюс 60 °C, для ИК №№ 2-19 от минус 40 до плюс 65 °C.

4.    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5.    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6.    Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.

7.    Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

19

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 1 01

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности СОБф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

ИК №№ 1, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17

от 2 до 120

ИК №№ 2, 3, 4, 5, 18, 19

от 5 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -45 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения, оС:

для электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (Рег. № 36697-12)

от -40 до +60

для электросчетчиков А1800 (Рег. № 31857-11)

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения

от +10 до +30

сервера, оС

- температура окружающей среды в месте расположения

от -10 до +50

УСВ, оС

- температура окружающей среды в месте расположения

от -40 до +50

УСПД, оС

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (Рег. № 36697-12)

165000

для электросчетчиков А1800 (Рег. № 31857-11)

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

65000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

1

2

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлени-

ях, сут., не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

5

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состоя-

ний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования устройства;

-    коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

-    отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

-    перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

-    журнал УСПД:

-    параметрирования УСПД и счетчиков;

-    фиксация попыток несанкционированного доступа;

-    перезапусков ИВКЭ;

-    фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

-    результатов самодиагностики;

-    отключения питания.

-    журнал сервера:

-    коррекции времени в счетчике, УСПД и сервере;

-    параметрирования сервера;

-    попыток несанкционированного доступа;

-    пропадания и восстановления связи со счетчиком и УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    стойки (шкафа) с серверным и сетевым оборудованием уровня ИВК;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    физических и виртуальных серверов ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип (обозначение)

Количество,

шт./экз.

Трансформатор тока

TAT

3

Трансформатор тока

AR

30

Трансформатор тока

ТЛО-10

12

Трансформатор тока

ТВ-ТМ-35

9

Трансформатор тока

TG

3

Трансформатор напряжения

TVBs

3

Трансформатор напряжения

VR

36

Трансформатор напряжения

VR

6

Трансформатор напряжения

СРВ 123

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1800

18

Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВ

ARIS МТ500

9

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Сервер баз данных - стойка (шкаф) с серверным оборудованием и оборудованием связи

Физические и виртуальные серверы, коммуникационное оборудование

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП СМО-1310-2020

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.812 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-1310-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Акционерного Общества «Каспийский трубопроводный кон-сорциум - Р» (АО «КТК-Р»). Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 13.10.2020 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

-    счетчиков A1800 (Рег. № 31857-11) - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки» утвержденному в 2012 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (Рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    УСПД ARIS MT500 (Рег. № 53993-13) - по документу ПБКМ.424337.002 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT500. Методика поверки» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» «13» мая 2013 г.;

-    УСВ УСВ-2 (Рег. № 41681-10) - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010г.;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;

-    прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;

-    миллитесламетр ТПУ-01, Рег. № 28134-12;

-    термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Акционерного Общества «Каспийский трубопроводный консорциум - Р» (АО «КТК-Р»), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание