Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 6
Найдено поверителей 3

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК «Аганнефтегазгеология» (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 (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по 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 таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ОАО МПК «Аганнефтегазгеология», включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ-3), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру и АРМ энергосбытовой организации - субъкта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК ОАО МПК «Аганнефтегазгеология» при помощи удаленного доступа по сети Internet.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.

На верхнем - втором уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭЦП. АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-3 не более ±1 с. УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ-3 более чем на ± 1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, 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 «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационные наименования модулей ПО

CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Федеральный информационный фонд за № 21906-11.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

К

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

Вид

электро

энергии

Основная

погреш

Погрешность в рабочих

ность, %

условиях,

%

1

2

3

4

5

6

7

8

ПЛУ-35 кВ №2

TB-35-II-4 У2

ЗНОМ-35-65 У1

1

ОРУ-35 кВ,

Кл. т. 0,2S 400/5

Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808111028

активная

±0,8

±1,8

ВЛ 35 кВ ф.№3

Зав. № 64; Зав. № 65; Зав. № 66

Зав. № 198330807; Зав. № 133952; Зав. № 1285055

реактивная

±1,8

±3,9

TB-35-II-4 У2

ЗНОМ-35-65 У1

2

ОРУ-35 кВ,

Кл. т. 0,2S 400/5

Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805123028

активная

±0,8

±1,8

ВЛ 35 кВ ф.№1

Зав. № 67; Зав. № 68; Зав. № 69

Зав. № 1339643; Зав. № 1340732; Зав. № 1190707

реактивная

±1,8

±3,9

ПС 35/6 кВ «Рославльская»

ТОЛ-10-[-8 У2

ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 4002241; Зав. № 4002243;

3

ЗРУ-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, яч.102

Кл. т. 0,5 1000/5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,1

Зав. № 2680; Зав. № 2811

Зав. № 0808160978

реактивная

±2,7

±5,5

Зав. № 4002244

1

2

3

4

5

6

7

8

4

ЗРУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, яч.202

ТОЛ-Ю-[-8 У2

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 2816; Зав. № 2814

ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 4002182; Зав. № 4002190; Зав. № 4002184

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161799

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

5

ЗРУ-6 кВ,

3 с.ш. 6 кВ, яч.2

АВК 10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 14828/78; Зав. № 16543/78

ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 4002171; Зав. № 4002194; Зав. № 4002195

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161820

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

6

ЗРУ-6 кВ,

4 с.ш. 6 кВ, яч.12

IMZ10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 18232/88;

АВК 10 Зав. № 13781/85

ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 4002246; Зав. № 4002237; Зав. № 4002212

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161644

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

7

ЗРУ-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, яч.105

IMZ10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 14749/89; Зав. № 12845/89; Зав. № 12827/89

ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 4002241; Зав. № 4002243; Зав. № 4002244

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161066

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

8

ТСН-3 250 кВА, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ОАО МПК «АНГГ»

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 310104; Зав. № 310103; Зав. № 310102

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130682

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±3,0

±5,4

9

ввод 0,23 кВ ТСН-1 63 кВА

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 309535; Зав. № 309536; Зав. № 309537

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808162460

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±3,0

±5,4

10

ввод 0,23 кВ ТСН-2 63 кВА

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 309544; Зав. № 309545; Зав. № 309546

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130654

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±3,0

±5,4

11

ввод 0,23 кВ ТСН-3 63 кВА

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 309541; Зав. № 309542; Зав. № 309543

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130265

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±3,0

±5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

12

ввод 0,23 кВ ТСН-4 63 кВА

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 070877; Зав. № 070879; Зав. № 070878

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130244

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±3,0

±5,4

13

ЗРУ-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, яч.113

АВК 10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 2028/79; Зав. № 2018/79; Зав. № 2007/79

ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 4002241; Зав. № 4002243; Зав. № 4002244

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808160936

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

ПС 35/6 кВ «Лесная»

14

ЗРУ-6 кВ,

1 с. ш. 6 кВ, яч. №4

ТОЛ-10-1-2 У2 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 2740; Зав. № 6097

ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 1002691; Зав. № 1002693; Зав. № 1002695

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808160935

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

15

ЗРУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, яч.№10

ТЛМ-10-2У3 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 1117; Зав. № 6066

ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 6800; Зав. № 6802; Зав. № 6777

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161084

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

КТПН №28 6/0,4 кВ

16

РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 360143; Зав. № 360138; Зав. № 360133

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107161722

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

ПС 35/6 кВ «Мохтиковская»

17

КРУН-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, яч.5

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 10274; Зав. № 9164

ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 22132; Зав. № 22413; Зав. № 00344

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161785

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

18

КРУН-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, яч.14

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 9224; Зав. № 9186

ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 22432; Зав. № 22415; Зав. № 10344

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161819

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

19

ввод 0,4 кВ ТСН-1

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 141483; Зав. № 141486; Зав. № 141489

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803130192

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±3,0

±5,4

1

2

3

4

5

6

7

8

20

ввод 0,4 кВ ТСН-2

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 141484; Зав. № 141487; Зав. № 141490

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130562

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±3,0

±5,4

ПС 110/6 кВ «Западный Могутлор»

21

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1

SB 0,8 Кл. т. 0,5S 50/5

Зав. № 13185607; Зав. № 13185610; Зав. № 13185613

CPB 123 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 8681416; Зав. № 8681417; Зав. № 8681418

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806164452

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

КТПН-2х400 кВА 6/0,4 кВ

22

РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 310110; Зав. № 310109; Зав. № 310108

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107160691

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

23

РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 310113; Зав. № 310112; Зав. № 310111

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107161666

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

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 для cosj=0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1-23 от минус 40 до плюс 60 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

23

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100- до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, °С

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, С

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С :

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера БД, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

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

- СЭТ-4ТМ.03М

140000

- СЭТ-4ТМ.03М; СЭТ-4ТМ.03М.08; ПСЧ-4ТМ.05МК.04;

ПСЧ-4ТМ.05МК .04.01

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество,

шт.

Трансформатор тока

TB-35-II-4 У2

46101-10

6

Трансформатор тока

ТОЛ-104-8 У2

15128-07

4

Трансформатор тока

АВК 10

47171-11

6

Наименование

Тип

Рег. №

Количество,

шт.

Трансформатор тока

IMZ10

16048-97

4

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

52667-13

30

Трансформатор тока

ТОЛ-Ю-[-2 У2

15128-07

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10-2У3

2473-69

2

Трансформатор тока

ТОЛ-10

38395-08

4

Трансформатор тока

SB 0,8

55006-13

3

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65У1

912-70

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6У2

23544-07

18

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6

3344-04

6

Трансформатор напряжения

CPB 123

15853-96

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-08

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-12

11

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M.08

36697-12

7

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05MК.04

46634-11

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТM.05MК.04.01

46634-11

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

51644-12

1

Программное обеспечение

ПО «Пирамида 2000»

-

1

Сервер БД

HP ProLiant DL160 Gen9

-

1

Методика поверки

МП 206.1-013-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-013-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК «Аганнефтегазгеология». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 27.01.2017 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M - 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» декабря 2007 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.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.08 - 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.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта2011 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

-    УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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%;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

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) ОАО МПК «Аганнефтегазгеология», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК «Аганнефтегазгеология»

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