Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту НПС «Суслово» (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, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, 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 (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных Сикон С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использванием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО "АК "Транснефть" (номер в Госреестре №54083-13).
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 серверами синхронизации времени ССВ-1Г, (Госреестр СИ № 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. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии 7.0, 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 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| - е ф с N 1 ^ ° С с— ер н «Э | Библиотека pso_metr.dll | 1.1.1.1 | CBEB6F6CA69318BED 976E08A2BB7814B | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4 Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ_
| о, е S о К | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| НПС «Суслово» |
| 1 | ЗРУ-6 кВ, яч. №2, Ввод №1 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 8104; Зав. № 1138; Зав. № 8109 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0244 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109052073 | Сикон С70 Зав. № 07049 | HP ProLiant ВЕ460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 2 | ЗРУ-6 кВ, яч. №23, Ввод №2 | ТЛ0-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 8115; Зав. № 8099; Зав. № 7657 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0365 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109051094 | Сикон С70 Зав. № 07049 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 3 | ЗРУ-6 кВ, Шкаф СН 0,4 кВ, ТСН 1, 2 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 21820; Зав. № 23841; Зав. № 21813 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 04050892 | Сикон С70 Зав. № 07049 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 4 | ЗРУ-6 кВ, яч. №20, МНА №2, ВПО | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 38871-13; Зав. № 38872-13; Зав. № 38889-13 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0365 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0809111502 | Сикон С70 Зав. № 07049 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 5 | ЗРУ-6 кВ яч. №16, ТСН-3, ВПО | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 38848-13; Зав. № 38885-13; Зав. № 38849-13 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0365 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806121312 | Сикон С70 Зав. № 07049 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 6 | ЗРУ-6 кВ, яч. №10, МНА №1, ВПО | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 38845-13; Зав. № 38846-13; Зав. № 38841-13 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0244 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808111425 | Сикон С70 Зав. № 07049 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 7 | ЗРУ-6 кВ, яч. №8, ВЛ-6 кВ «Жил-поселок» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 38843-13; Зав. № 38869-13; Зав. № 38887-13 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0244 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810130172 | Сикон С70 Зав. № 07049 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| | | Метрологические характеристики ИК |
| Номер ИК | Диапазон тока | Основная погрешность, (±d), % | Погрешность в рабочих условиях, (±d), % |
| | | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 | | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,5 | 1,8 | 3,1 |
| Сч 0,2S) | 0,021н1<11<0,051н1 | 2,4 | 2,9 | 5,5 | 2,4 | 3,0 | 5,5 |
| 3 | 1н1<11<1,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| (ТТ 0,5S; Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,2 | 1,4 | 2,7 | 1,3 | 1,6 | 2,8 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,2 | 2,8 | 5,3 | 2,3 | 2,9 | 5,4 |
| 4, 5, 6, 7 | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,5 | 1,8 | 3,1 |
| Сч 0,2S) | 0,021н1<11<0,051н1 | 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, (±d), % | Погрешность в рабочих условиях, (±d), % |
| cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83)) | 1н1<11<1,21н1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 2,7 | 2,0 | 1,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 2,7 | 2,0 | 1,5 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,6 | 2,5 | 1,6 | 3,7 | 2,7 | 1,8 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,6 | 4,6 | 2,7 | 6,8 | 4,8 | 3,0 |
| 3 (ТТ 0,5S; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83)) | 1н1<11<1,21н1 | 2,2 | 1,5 | 1,0 | 2,3 | 1,7 | 1,2 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,2 | 1,5 | 1,0 | 2,3 | 1,7 | 1,3 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,3 | 2,3 | 1,4 | 3,4 | 2,5 | 1,7 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,4 | 4,4 | 2,6 | 6,7 | 4,7 | 2,9 |
| 4, 5, 6, 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ Р 52425-2005)) | 1н1<11<1,21н1 | 2,7 | 1,9 | 1,2 | 3,1 | 2,4 | 1,9 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,7 | 1,9 | 1,2 | 3,1 | 2,4 | 1,9 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,6 | 2,6 | 1,6 | 4,0 | 3,0 | 2,1 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,5 | 4,5 | 2,7 | 6,7 | 4,7 | 3,0 |
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. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Ином; диапазон силы тока (1 - 1,2) 1ном, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 50 °С; счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
УСПД от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
ИВК от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 °С до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.08 от минус 40 °С до плюс 60 °С;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до плюс 60 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Уралсибнефтепро-вод» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.08 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- сервер HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8- среднее время наработки на отказ не менее Т^=261163, Т^п8=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
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, параметрирова-
нии:
- 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.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (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 НПС «Суслово» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | № Госреестра | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 49991-12 | 12 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 25433-06 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 15174-06 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 16687-02 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.08 | 27524-04 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 4 |
| Устройство сбора и передачи данных | Сикон С70 | 28822-05 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
| Сервер точного времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 |
| Сервер с ПО | ПО «Энергосфера» | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57203-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту НПС «Суслово». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в январе 2014 г.
Перечень основных 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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «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.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- 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%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнеф-тепровод» по объекту НПС «Суслово», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 25.09.2011 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту НПС «Суслово»
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.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
