Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Варьеганэнергонефть" (ОАО "ВЭН")

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», устройство синхронизации времени, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК №№ 15-22 цифровой сигнал с выходов счетчиков по беспроводным линиям связи (основной канал) поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС) на сервер. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных GPRS.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает в волоконно-оптическую линию связи (ВОЛС) (основной канал), далее сигнал поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС) на сервер. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных GPRS.

На сервере осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, устройство синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ-2 осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-2 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется один раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

quartz-1.6.0.jar

wrapper.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.6.0

3.20

Цифровой идентификатор ПО

7a0fc0f2ba376c55dfa

855bcdbc4a1e8

cc714b19aabe8569

d49ae6f35eb2a5ea

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

Устройство синхронизации времени

Сервер

Вид

электро

энергии

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110/35/6 кВ

ТОЛ-СВЭЛ-35

ЗНОМ-35-65

Актив-

1

Тагринская, РУ-35 кВ,

Кл.т. 0,2S 200/5

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

ная

0,9

1,7

1СШ, ВЛ 35 кВ

Рег. № 70106-17

Рег. № 912-70

Рег. № 36697-12

Реак-

1,6

2,9

Ф. 1

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПС 110/35/6 кВ

ТОЛ-СВЭЛ-35

ЗНОМ-35-65

Актив-

2

Тагринская, РУ-35 кВ,

Кл.т. 0,2S 200/5

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

ная

0,9

1,7

1СШ, ВЛ 35 кВ Ф. 2

Рег. № 70106-17 Фазы: А; С

Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

HP ProLiant

Реак

тивная

1,6

2,9

3

ПС 110/35/6 кВ Тагринская, РУ-35 кВ,

ТОЛ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,2S 200/5

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

DL180

Актив

ная

0,9

1,7

1СШ, ВЛ 35 кВ

Рег. № 70106-17

Рег. № 912-70

Рег. № 36697-12

Реак-

1,6

2,9

Ф. 3

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПС 110/35/6 кВ

ТОЛ-СВЭЛ-35

ЗНОМ-35-65

Актив-

4

Тагринская, РУ-35 кВ,

Кл.т. 0,2S 200/5

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

ная

0,9

1,7

1СШ, ВЛ 35 кВ

Рег. № 70106-17

Рег. № 912-70

Рег. № 36697-12

Реак-

1,6

2,9

Ф. 4

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

5

ПС 110/35/6 кВ Тагринская, КНС-1 РУ-6кВ №2 , 1СШ, яч. 8

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1500/5

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1, 1

3,0

Рег. № 1856-63 Фазы: А; С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Рег. № 36697-12

Реак

тивная

2,3

4,9

ПС 110/35/6 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; В; С

СЭТ-

Актив-

0,9

1,9

2,9

4,8

6

Тагринская, ТСН-1 6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ

-

4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

ная

Реак

тивная

ПС 110/35/6 кВ

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

Актив-

Тагринская,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1, 1

3,0

7

КНС-1 РУ-6кВ

1500/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

№2 , 2СШ,

Рег. № 1856-63

Рег. № 2611-70

Рег. № 36697-12

УСВ-2 Рег. № 41681-10

Реак-

2,3

4,9

яч.16

Фазы: А; С

Фазы: АВС

HP ProLiant

тивная

ПС 110/35/6 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; В; С

СЭТ-

DL180

Актив-

0,9

1,9

2,9

4,8

8

Тагринская, ТСН-2 6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ

-

4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

ная

Реак

тивная

9

ПС 110/35/6 кВ КНС-3, РУ-35 кВ, 1СШ, ВЛ35 кВ Ф.1

ТФЗМ35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,2 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1,0

2,9

Рег. № 8555-81

Рег. № 19813-09

Рег. № 36697-12

Реак-

2,0

4,8

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

10

ПС 110/35/6 кВ КНС-3, РУ-35 кВ, 2 СШ, ВЛ35 кВ Ф. 4

ТФЗМ35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,2 35000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5

Актив

ная

1,0

2,9

Рег. № 8555-81

Рег. № 19813-09

Рег. № 36697-12

Реак-

2,0

4,8

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110/35/6 кВ КНС-3, РУ-6кВ КНС-3, 1СШ, яч. 1

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Актив

ная

1, 1

3,0

11

1500/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 51623-12

Рег. № 2611-70

Рег. № 36697-08

Реак-

2,3

4,9

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110/35/6 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; В; С

СЭТ-

Актив-

0,9

2,9

12

КНС-3, ТСН-1

4ТМ.03М.08

ная

6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Реак

тивная

1,9

4,8

13

ПС 110/35/6 кВ КНС-3, РУ-6кВ КНС-3, 2СШ, яч. 12

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1500/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2298 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

УСВ-2 Рег. №

HP ProLiant DL180

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,6

1,7

2,9

14

ПС 110/35/6 кВ КНС-3, ТСН-2

Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; В; С

СЭТ-

4ТМ.03М.08

41681-10

Актив

ная

0,9

2,9

6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Реак

тивная

1,9

4,8

ПС 110/35/6 кВ

ТФЗМ35А-ХЛ1

НАМИ-35 УХЛ1

Актив-

Западный

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1, 1

3,0

15

Варьеган, ОРУ-

200/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

35 кВ, 1СШ,

Рег. № 8555-81

Рег. № 19813-09

Рег. № 36697-17

Реак-

2,3

4,9

ВЛ 35 кВ Ф. 1

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110/35/6 кВ

ТФЗМ-35Б-1У1

НАМИ-35 УХЛ1

Актив-

Западный

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1, 1

3,0

16

Варьеган, ОРУ-

100/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

35 кВ, 1СШ,

Рег. № 3689-73

Рег. № 19813-09

Рег. № 36697-17

Реак-

2,3

4,9

ВЛ 35 кВ Ф. 2

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110/35/6 кВ

ТФЗМ35А-ХЛ1

НАМИ-35 УХЛ1

Актив-

Западный

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1, 1

3,0

17

Варьеган, ОРУ-

200/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

35 кВ, 2СШ,

Рег. № 8555-81

Рег. № 19813-09

Рег. № 36697-17

Реак-

2,3

4,9

ВЛ 35 кВ Ф. 3

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110/35/6 кВ

ТФЗМ-35Б-1У1

НАМИ-35 УХЛ1

Актив-

Западный

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1, 1

3,0

18

Варьеган, ОРУ-

100/5

35000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

35 кВ, 2СШ,

Рег. № 3689-73

Рег. № 19813-09

Рег. № 36697-17

Реак-

2,3

4,9

ВЛ 35 кВ Ф. 4

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ПС 110/35/6 кВ

ТОЛ-10

НТМИ-6-66

Актив-

Западный

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1, 1

3,0

19

Варьеган, РУ-6

1500/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ №1 КНС-1, 1СШ, яч.№6

Рег. № 7069-79 Фазы: А; В; С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Рег. № 36697-17

УСВ-2 Рег. № 41681-10

HP ProLiant

Реак

тивная

2,3

4,9

20

ПС 110/35/6 кВ Западный Варьеган, ТСН-1 6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

DL180

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,9

2,9

4,8

ПС 110/35/6 кВ

ТОЛ-10

НТМИ-6-66

Актив-

Западный

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ная

1, 1

3,0

21

Варьеган, РУ-6

1500/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

кВ №1 КНС-1,

Рег. № 7069-79

Рег. № 2611-70

Рег. № 36697-17

Реак-

2,3

4,9

2СШ, яч.№14

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

тивная

22

ПС 110/35/6 кВ Западный Варьеган, ТСН-2 6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,9

2,9

4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

23

ПС 110/35/6 кВ «Светлая», ОРУ-35 кВ, 1СШ, ВЛ 35 кВ Ф. 2

ТВГ-УЭТМ® Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 52619-13 Фазы: А; В; С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС

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

УСВ-2 Рег. № 41681-10

HP ProLiant

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,5

5,9

24

ПС 110/35/6 кВ «Светлая», ОРУ-35 кВ,

ТВГ-УЭТМ® Кл.т. 0,5S 300/5

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100

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

DL180

Актив

ная

1,3

3,5

2СШ, ВЛ 35 кВ Ф. 3

Рег. № 52619-13 Фазы: А; В; С

Рег. № 19813-09 Фазы: АВС

Реак

тивная

2,5

5,9

Пределы допускаемой погрешности СО

ЕВ ±5 с.

Примечания:

1.    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2.    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3.    Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1-4, 6, 8, 11-14, 20, 22-24 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.

4.    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. Допускается замена УСВ-2 на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

24

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном

для ИК №№ 1-4, 6, 8, 11-14, 20, 22-24 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном

для ИК №№ 1-4, 6, 8, 11-14, 20, 22-24 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110

от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -10 до +35 от +10 до +35

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ-2:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

165000

2

140000

2

35000

2

1

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

для сервера:

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

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

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТОЛ-СВЭЛ-35

8

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35Б-1У1

4

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

4

Трансформаторы тока

Т-0,66

18

Трансформаторы тока

ТФЗМ35А-ХЛ1

8

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

6

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-УЭТМ®

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

24

У стройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Сервер

HP ProLiant DL180

1

Методика поверки

МП ЭПР-168-2019

1

Формуляр

2019ВЭН_Д0005.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-168-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН»). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 22.05.2019 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН»), свидетельство об аттестации № 192/RA.RU.312078/2019.

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

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

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

Развернуть полное описание