Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Юргамыш» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных Сикон С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г (далее - ССВ-1Г) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные 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 хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя ССВ-1Г (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - Рег. №) 39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. ССВ-1Г обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем точкам измерений системы автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии
ОАО «АК «Транснефть» - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде XML-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭП субъекта рынка.
Сличение времени часов УСПД с единым координатным временем обеспечивается подключенным к нему УСВ-2. Сличение часов УСПД с временем УСВ-2 производится не реже 1 раза в сутки. Синхронизация часов УСПД производится при расхождении времени между УСПД и УСВ-2 более чем на ±1 с.
В случае неисправности, поверки или ремонта УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и 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 программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики, указанные в таблицах 3-4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Устройство синхронизации времени | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ЛПДС «Юргамыш» |
| 1 | ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№58, ТСН 4 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 15174-06 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Сикон С70 Рег. № 28822-05 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
| 2 | ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№54, Ввод №4 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 4 | ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№18, Ввод №3 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 5 | ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№45, ТСН 2 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 15174-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 6 | ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№41, Ввод №2 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Продолжение Таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 7 | ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№5, Ввод №1 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Сикон С70 Рег. № 28822-05 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
| 8 | ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№4, Ввод №1 (рабочий) | ТЛШ-10 ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-03 Рег. № 30709-05 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 9 | ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№13, Ввод №1 (резервный) | ТЛШ-10 ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-03 Рег. № 30709-05 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 10 | ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№16, Тр-р 630 кВА №1 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 150/5 Рег. № 25433-03 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 11 | ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№21, Ввод №2 (резервный) | ТЛШ-10 ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-03 Рег. № 30709-05 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 12 | ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№30, Ввод №2 (рабочий) | ТЛШ-10 ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-03 Рег. № 30709-05 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Продолжение Таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 13 | ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№33, Тр-р 630 кВА №2 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 150/5 Рег. № 25433-03 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Сикон С70 Рег. № 28822-05 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
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 таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УСВ-2, ССВ-1Г 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.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (± 5), % | Погрешность в рабочих условиях, (± 5), % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S (ГОСТ Р 523232005)) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 0,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 0,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| 0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 1,2 | 1,4 | 2,7 | 1,3 | 1,6 | 2,8 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 2,2 | 2,8 | 5,3 | 2,3 | 2,9 | 5,4 |
| 5 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S (ГОСТ 30206-94)) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 0,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 0,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| 0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 1,2 | 1,4 | 2,7 | 1,3 | 1,6 | 2,8 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 2,2 | 2,8 | 5,3 | 2,3 | 2,9 | 5,4 |
| 2, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S (ГОСТ 30206-94)) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,5 | 1,8 | 3,1 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 2,4 | 2,9 | 5,5 | 2,4 | 3,0 | 5,5 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,5 | 1,8 | 3,1 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 2,4 | 2,9 | 5,5 | 2,4 | 3,0 | 5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (± 5), % | Погрешность в рабочих условиях, (± 5), % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 (ТТ 0,5S; Сч 0,5 (гост Р 524252005)) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,2 | 1,6 | 1,1 | 2,7 | 2,2 | 1,9 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 2,2 | 1,6 | 1,1 | 2,7 | 2,2 | 1,9 |
| 0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 3,2 | 2,2 | 1,4 | 3,5 | 2,7 | 2,1 |
| 0,02Ihi<Ii<0,05Ihi | 6,3 | 4,4 | 2,6 | 6,5 | 4,6 | 3,0 |
| 5 (ТТ 0,5S; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83)) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,2 | 1,5 | 1,0 | 2,3 | 1,7 | 1,3 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 2,2 | 1,6 | 1,0 | 2,4 | 1,8 | 1,3 |
| 0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 3,3 | 2,3 | 1,4 | 3,6 | 2,6 | 1,8 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 6,5 | 4,4 | 2,6 | 6,8 | 4,8 | 3,0 |
| 2, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83)) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 2,7 | 2,0 | 1,4 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 2,7 | 2,0 | 1,5 |
| 0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 3,6 | 2,5 | 1,6 | 3,7 | 2,7 | 1,8 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 6,6 | 4,6 | 2,7 | 6,8 | 4,8 | 3,0 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ не превышают ± 5 с.
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 указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2, 4-13 от плюс 5 до плюс 35 °C.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 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 -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03.08, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ИВК, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.08, СЭТ-4ТМ.03 | 90000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.08 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: для СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| Для УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее для HP ProLiant BL46O G6 | 261163 |
| для HP ProLiant BL46O Gen8 | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее: для электросчетчиков: СЭТ-4ТМ.03.08, СЭТ-4ТМ.03М.08, СЭТ-4ТМ.03 | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее: для электросчетчиков: СЭТ-4ТМ.03.08, СЭТ-4ТМ.03М.08, СЭТ-4ТМ.03 | 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: | 10 |
| Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний 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;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Юргамыш» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количест во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.08 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 10 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | Сикон С70 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер точного времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер с ПО | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 57202-14 с Изменением № 1 | 1 |
| Формуляр | Г.0.0000.14044-УСМН/ГТП-00.000.ПФ.3 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57202-14 с Изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Юргамыш». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03.07.2018 г.
Основные средств 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» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные
СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика
поверки ВЛСТ. 237.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «Связь Тест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
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 АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Юргамыш», аттестованной ФГУП «ВНИИМС» в 2014 г., аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 25.09.2011 г.
Нормативные документы
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
