Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС-14 (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение не менее 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает три уровня:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
- 3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВКЭ АИИС обеспечивает сбор результатов измерений, хранящихся в памяти счетчиков электрической энергии, хранение результатов измерений, передачу результатов измерений на уровень ИВК, синхронизацию шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени UTC. ИВКЭ включает в себя контроллер сетевой индустриальный типа СИКОН С70 (Г.р. № 28822-05), выполняющий функции устройства сбора и передачи данных (УСПД), и устройство синхронизации времени типа УСВ-2 (Г.р. № 41681-10).
ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ОАО «АК «Транснефть».
ИВК осуществляет обмен данными между другими АИИС КУЭ по каналам связи Интернет в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» 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 ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Г.р. № 39485-08). 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 TCP/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы GPS/ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакеты и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков и УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков 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 счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера отражают метку времени до коррекции и непосредственно после коррекции.
Уровни ИИК ТИ и ИВКЭ соединены между собой посредством интерфейса RS-485.
Уровни ИВКЭ и ИВК соединены между собой резервируемой транспортной сетью АО «Связьтранснефть», в качестве резервного канала использованы средства спутниковой связи.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК), состав которых указан в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень ИК и их состав
| № ИК | Наименование | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ | Фаза, тип СИ, модификация |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | НПС-12 ЗРУ-10 кВ 1 с.ш.10 кВ яч. 3 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 30709-11; Ктт=3000/5 | А | ТЛП-10 |
| В | ТЛП-10 |
| С | ТЛП-10 |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=(10000:^3)/(100:^3) | А | ЗНОЛП |
| В | ЗНОЛП |
| С | ЗНОЛП |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.01 |
| 2 | НПС-12 ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш.10 кВ яч. 27 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 30709-11; Ктт=3000/5 | А | ТЛП-10 |
| В | ТЛП-10 |
| С | ТЛП-10 |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=(10000:^3)/(100:^3) | А | ЗНОЛП |
| В | ЗНОЛП |
| С | ЗНОЛП |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.01 |
| 3 | НПС-13 ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш.10 кВ яч. 3 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 30709-11; Ктт=3000/5 | А | ТЛП-10 |
| В | ТЛП-10 |
| С | ТЛП-10 |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=(10000:^3)/(100:^3) | А | ЗНОЛП |
| В | ЗНОЛП |
| С | ЗНОЛП |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.01 |
| 4 | НПС-13 ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш.10 кВ яч. 27 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 30709-11; Ктт=3000/5 | А | ТЛП-10 |
| В | ТЛП-10 |
| С | ТЛП-10 |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 23544-07; Ктн=(10000:^3)/(100:^3) | А | ЗНОЛП |
| В | ЗНОЛП |
| С | ЗНОЛП |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.01 |
| 5 | ПС 220/10 кВ НПС-14 ОРУ-220 кВ ввод 1 | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 33677-07; Ктт=200/5 | А | ТРГ-220 II* |
| В | ТРГ-220 II* |
| С | ТРГ-220 II* |
| ТН | КТ 0,2; Г.р. № 38000-08; Ктн=(220000:^3)/(100:^3) | А | НДКМ-220 |
| В | НДКМ-220 |
| С | НДКМ-220 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 6 | ПС 220/10 кВ НПС-14 ОРУ-220 кВ ввод 2 | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 33677-07; Ктт=200/5 | А | ТРГ-220 II* |
| В | ТРГ-220 II* |
| С | ТРГ-220 II* |
| ТН | КТ 0,2; Г.р. № 38000-08; Ктн=(220000:^3)/(100:^3) | А | НДКМ-220 |
| В | НДКМ-220 |
| С | НДКМ-220 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 7 | Блок-станция №1 НПС-12 ЗРУ-10 кВ с.ш. 10 кВ А1 яч. 9 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 50463-12; Ктт=2500/1 | А | AR:ARJA1/N2J |
| В | AR:ARJA1/N2J |
| С | AR:ARJA1/N2J |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 50606-12; Ктн=(10500:^3)/(110:^3) | А | VR:VRQ3n/S2 |
| В | VR:VRQ3n/S2 |
| С | VR:VRQ3n/S2 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 |
| 8 | Блок-станция №1 НПС-12 ЗРУ-10 кВ с.ш. 10 кВ Б1 яч. 10 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 50463-12; Ктт=2500/1 | А | AR:ARJA1/N2J |
| В | AR:ARJA1/N2J |
| С | AR:ARJA1/N2J |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 50606-12; Ктн=(10500:^3)/(110:^3) | А | VR:VRQ3n/S2 |
| В | VR:VRQ3n/S2 |
| С | VR:VRQ3n/S2 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 |
| 9 | Блок-станция №2 НПС-12 ЗРУ-10 кВ с.ш. 10 кВ А2 яч. 25 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 50463-12; Ктт=2500/1 | А | AR:ARJA1/N2J |
| В | AR:ARJA1/N2J |
| С | AR:ARJA1/N2J |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 50606-12; Ктн=(10500:^3)/(110:^3) | А | VR:VRQ3n/S2 |
| В | VR:VRQ3n/S2 |
| С | VR:VRQ3n/S2 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 |
| 10 | Блок-станция №2 НПС-12 ЗРУ-10 кВ с.ш. 10 кВ Б2 яч. 26 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 50463-12; Ктт=2500/1 | А | AR:ARJA1/N2J |
| В | AR:ARJA1/N2J |
| С | AR:ARJA1/N2J |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 50606-12; Ктн=(10500:^3)/(110:^3) | А | VR:VRQ3n/S2 |
| В | VR:VRQ3n/S2 |
| С | VR:VRQ3n/S2 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 |
Окончание таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 11 | Блок-станция №1 НПС-13 ЗРУ-10 кВ с.ш. 10 кВ А1 яч. 9 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 50463-12; Ктт=2500/1 | А | AR:ARJA1/N2J |
| В | AR:ARJA1/N2J |
| С | AR:ARJA1/N2J |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 50606-12; Ктн=(10500:^3)/(110:^3) | А | VR:VRQ3n/S2 |
| В | VR:VRQ3n/S2 |
| С | VR:VRQ3n/S2 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 |
| 12 | Блок-станция №1 НПС-13 ЗРУ-10 кВ с.ш. 10 кВ Б1 яч. 10 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 50463-12; Ктт=2500/1 | А | AR:ARJA1/N2J |
| В | AR:ARJA1/N2J |
| С | AR:ARJA1/N2J |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 50606-12; Ктн=(10500:^3)/(110:^3) | А | VR:VRQ3n/S2 |
| В | VR:VRQ3n/S2 |
| С | VR:VRQ3n/S2 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 |
| 13 | Блок-станция №2 НПС-13 ЗРУ-10 кВ с.ш. 10 кВ А2 яч. 25 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 50463-12; Ктт=2500/1 | А | AR:ARJA1/N2J |
| В | AR:ARJA1/N2J |
| С | AR:ARJA1/N2J |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 50606-12; Ктн=(10500:^3)/(110:^3) | А | VR:VRQ3n/S2 |
| В | VR:VRQ3n/S2 |
| С | VR:VRQ3n/S2 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 |
| 14 | Блок-станция №2 НПС-13 ЗРУ-10 кВ с.ш. 10 кВ Б2 яч. 26 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 50463-12; Ктт=2500/1 | А | AR:ARJA1/N2J |
| В | AR:ARJA1/N2J |
| С | AR:ARJA1/N2J |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 50606-12; Ктн=(10500:^3)/(110:^3) | А | VR:VRQ3n/S2 |
| В | VR:VRQ3n/S2 |
| С | VR:VRQ3n/S2 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 |
Примечание: измерительные каналы включают в себя контроллеры сетевые индустриальные «СИКОН С70», серверы HP ProLiant BL460 G6 и HP ProLiant BL460 Gen8
Программное обеспечение
В АИИС используется программное обеспечение (ПО) комплекса технических средств «Энергосфера» версии не ниже 7.1.
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.
Технические характеристики
| Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики АИИ | [С КУЭ |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов (ИК) | 14 |
| Доверительные границы основной относительной погрешности ИК при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии | приведены в таблицах 4, 5, 6 |
| Доверительные границы допускаемой относительной погрешности ИК при вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения | приведены в таблицах 4, 5, 6 |
| Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ, не более, с | ±5 |
| Период измерений активной и реактивной средней 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 результатами измерений | автоматическое |
| Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК, не менее, лет | 3,5 |
| Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ, не менее, суток | 113 |
| Глубина хранения результатов измерений в ИВКЭ не менее, суток | 45 |
| Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ | автоматическое |
| Рабочая температура окружающего воздуха для: | |
| измерительных трансформаторов (для ИК от №1 до №4, от №7 до №14), ОС | от +5 до +35 |
| измерительных трансформаторов (для ИК №5, №6), ОС | от +60 до +40 |
| счетчиков, УСПД, ос | от +5 до +35 |
| оборудования ИВК, ос | от +10 до +30 |
| Частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| Напряжение сети питания, % от ином | от 90 до 110 |
| Индукция внешнего магнитного поля, не более, мТл | 0,5 |
Окончание таблицы 3
| 1 | 2 |
| Допускаемые значения информативных параметров: | |
| Ток для ИК от №1 до №6, % от 1ном | от 2 до 120; |
| ток для ИК от №7 до №14, % от 1ном | от 5 до 120; |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110; |
| коэффициент мощности, cos ф | 0,5 инд. -1,0 - 0,5 емк. |
Таблица 4 - Доверительные границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ
| при измерении электрической эне | ргии |
| Диапазон тока, % от 1ном1 | Коэффициент мощности | ИК №1 - ИК №4 |
| ±^оА, % | ± б^оР, % | ±6wa, % | ±6wP, % |
| От 2 до 5 включ. | 0,5 | 5,5 | 3,0 | 5,8 | 4,5 |
| 0,8 | 3,1 | 4,7 | 3,4 | 5,7 |
| 0,9 | 2,6 | 6,6 | 3,0 | 7,4 |
| Св. 5 до 20 включ. | 0,5 | 3,0 | 1,8 | 3,4 | 3,6 |
| 0,8 | 1,7 | 2,6 | 2,2 | 4,1 |
| 0,9 | 1,5 | 3,6 | 2,0 | 4,9 |
| Св. 20 до 100 включ. | 0,5 | 2,3 | 1,6 | 2,8 | 3,4 |
| 0,8 | 1,4 | 2,1 | 2,0 | 3,8 |
| 0,9 | 1,2 | 2,8 | 1,8 | 4,3 |
| Св. 100 до 120 включ. | 0,5 | 2,3 | 1,6 | 2,8 | 3,4 |
| 0,8 | 1,4 | 2,1 | 2,0 | 3,8 |
| 0,9 | 1,2 | 2,8 | 1,8 | 4,3 |
5WoA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности;
6WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения;
5woP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности;
6WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения.
Таблица 5 - Доверительные границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии
| Диапазон тока, % от 1ном1 | Коэффициент мощности | ИК №5 , ИК №6 |
| ±5wоA, % | ± б^оР, % | ±6wa, % | ±6wP, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| От 2 до 5 включ. | 0,5 | 2,1 | 1,6 | 2,2 | 2,2 |
| 0,8 | 1,3 | 2,0 | 1,5 | 2,6 |
| 0,9 | 1,2 | 2,6 | 1,4 | 3,0 |
| Св. 5 до 20 включ. | 0,5 | 1,2 | 0,9 | 1,4 | 1,6 |
| 0,8 | 0,8 | 1,2 | 1,0 | 1,9 |
| 0,9 | 0,7 | 1,5 | 1,0 | 2,2 |
Окончание таблицы 5
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Св. 20 до 100 включ. | 0,5 | 1,0 | 0,8 | 1,2 | 1,6 |
| 0,8 | 0,7 | 1,0 | 0,9 | 1,8 |
| 0,9 | 0,6 | 1,3 | 0,9 | 2,0 |
| Св. 100 до 120 включ. | 0,5 | 1,0 | 0,8 | 1,2 | 1,6 |
| 0,8 | 0,7 | 1,0 | 0,9 | 1,8 |
| 0,9 | 0,6 | 1,3 | 0,9 | 2,0 |
Таблица 6 - Доверительные границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии
| Диапазон тока, % от 1ном1 | Коэффициент мощности | ИК № 7 - ИК № 14 |
| ±3wdA» % | ±^оР, % | ±5wa, % | ±5wP, % |
| От 5 до 20 включ. | 0,5 | 5,4 | 2,7 | 5,5 | 3,1 |
| 0,8 | 2,9 | 4,4 | 3,0 | 4,7 |
| 0,9 | 2,3 | 6,3 | 2,4 | 6,5 |
| Св. 20 до 100 включ. | 0,5 | 2,9 | 1,5 | 3,0 | 2,1 |
| 0,8 | 1,6 | 2,4 | 1,8 | 2,8 |
| 0,9 | 1,3 | 3,6 | 1,5 | 3,9 |
| Св. 100 до 120 включ. | 0,5 | 2,2 | 1,2 | 2,3 | 1,9 |
| 0,8 | 1,2 | 1,9 | 1,4 | 2,4 |
| 0,9 | 1,0 | 2,7 | 1,3 | 3,1 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра ВЛСТ 977.00.000 ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС-14. Паспорт-формуляр» и АИИС.03.04/27.06.16ФО «Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС-14. Дополнение № 1 к паспорту-формуляру ВЛСТ 977.00.000 ФО».
Комплектность
Сведения о комплектности приведены в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность
| Наименование | Тип, модификация | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | AR:ARJA1/N2J | 24 |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТРГ-220 II* | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НДКМ-220 | 6 |
| Трансформатор напряжения | VR:VRQ3n/S2 | 24 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.16 | 8 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М: СЭТ-4ТМ.03М.01 | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
Окончание таблицы 7
| 1 | 2 | 3 |
| Контроллер сетевой индустриальный | СИКОН С70 | 3 |
| Серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 3 |
| Сервер | HP ProLiant BL460 G6 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant BL46O Gen8 | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС-14. Паспорт-формуляр | ВЛСТ 977.00.000 ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС-14. Дополнение № 1 паспорту-формуляру ВЛСТ 977.00.000 ФО | АИИС.03.04/27.06.16ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС-14. Методика поверки | МП 59442-14 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 59442-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС-14. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2014 г.
Основные средства поверки (эталонов):
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- для контроллеров сетевого индустриального СИКОН С70 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 220.00.000И1. Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в январе 2005 г.;
- для устройств синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001И1, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в мае 2010 г.
- для серверов синхронизации времени ССВ-1Г - в соответствии с методикой поверки «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-80 МП, утвержденной ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документах:
- «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС - 14 (АИИС КУЭ ОАО АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС-12, НПС-13, НПС-14)». Свидетельство об аттестации методики измерений №092-0001.310043-2012/2014 от «23» декабря 2014 г.
- «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС-14 (присоединения ИК №7 - ИК №14)». Свидетельство об аттестации методики измерений №284-01.00249-2016 от «16» июня 2016 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
