Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ"

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» (далее - 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) .

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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 дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществля-

ется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени , на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. 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 ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят программы, 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

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156

a0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613

28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271 acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3

215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №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.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

ИКр

е

ме

о

К

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС-110/35/6 кВ «Кристалл»

1

ПС 110/35/6 кВ «Кристалл»; ОРУ-35 кВ; 1С.Ш.-35 кВ, яч.33

ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 57068; Зав. № 67581

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000/V3/100/V3 Зав. № 1362236; Зав. № 1463845; Зав. № 1399679

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807091948

СИКОН С70 Зав. № 05416

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

2

ПС 110/35/6 кВ «Кристалл»; ОРУ-35 кВ; 2С.Ш.-35 кВ, яч.21

ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 67584; Зав. № 54890

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000/V3/100/V3 Зав. № 1463848; Зав. № 1445522; Зав. № 1463849

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807091721

СИКОН С70 Зав. № 05416

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

3

ПС 110/35/6 кВ «Кристалл»; ОРУ-35 кВ; 1С.Ш.-35 кВ, яч.31

ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 7143; Зав. № 54771

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000/V3/100/V3 Зав. № 1362236; Зав. № 1463845; Зав. № 1399679

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807091934

СИКОН С70 Зав. № 05416

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ПС 110/35/6 кВ «Кристалл»; ОРУ-35 кВ; 2СШ.-35 кВ, яч.23

ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 54781; Зав. № 20128

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000/V3/100/V3 Зав. № 1463848; Зав. № 1445522; Зав. № 1463849

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807091756

СИКОН С70 Зав. № 05416

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

5

ПС 110/35/6 кВ «Кристалл»; ЗРУ-6 кВ; 1СШ.-6 кВ, яч.12

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 2318; Зав. № 1801

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7162

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807091146

СИКОН С70 Зав. № 05416

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

6

ПС 110/35/6 кВ «Кристалл»; ЗРУ-6 кВ; 1СШ.-6 кВ, яч.14

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 4205; Зав. № 4197

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7162

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810110324

СИКОН С70 Зав. № 05416

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

7

ПС 110/35/6 кВ «Кристалл»; ЗРУ-6 кВ; 2СШ.-6 кВ, яч.22

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 5487; Зав. № 7318

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4307

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807091736

СИКОН С70 Зав. № 05416

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

8

ПС 110/35/6 кВ «Кристалл»; ЗРУ-6 кВ; 2СШ.-6 кВ, яч.24

ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 4191; Зав. № 4203

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4307

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807091749

СИКОН С70 Зав. № 05416

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

ПС-110/35/6 кВ «Кристалл», Блок-бокс АИИС КУЭ ЩСН-0,4 кВ 1ТСН, 2ТСН

-

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805101682

-

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,8

КТП №1

10

КТП №1 400/6/0,4 Ввод в РУ 0,4 кВ

ТШЛ-СЭЩ-0,66 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 14183; Зав. № 14324; Зав. № 14342

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812120758

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

КТП №2

11

КТП №2 400/6/0,4 Ввод в РУ 0,4 кВ

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 01009151; Зав. № 01009152; Зав. № 01009150

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806102132

СИКОН С70 Зав. № 05417

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

ПС-110/6 кВ «Тайяха»

12

ПС 110/6 кВ Тайяха; ОРУ 110 кВ; В-110 2Т

ТВГ-110

Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 5704-11; Зав. № 5705-11; Зав. № 5703-11

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,5

110000/V3/100/V3

Зав. № 7205; Зав. № 7203; Зав. № 7204

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802120444

СИКОН С70 Зав. № 05417

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

13

ПС 110/6 кВ Тайяха; ЗРУ 6 кВ; ЩСН-1 Ввод 2 0,4 кВ

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 1055179; Зав. № 1055614; Зав. № 1055192

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810136776

СИКОН С70 Зав. № 05417

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

14

ПС 110/6 кВ Тайяха; ЗРУ-6 кВ; 1 с. ш. яч. 19

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 35597-11; Зав. № 35111-11; Зав. № 35647-11

НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1243110000015

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809111553

СИКОН С70 Зав. № 05417

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

15

ПС 110/6 кВ Тайяха; ЗРУ 6 кВ; ЩСН-2 Ввод 1 0,4 кВ

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 1035425; Зав. № 1035021; Зав. № 1035427

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807111833

СИКОН С70 Зав. № 05417

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

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: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ±

0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °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;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    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 °C до плюс 70 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон

силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 -

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

-    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 15 от 0 °C до плюс 40 °C.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» 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.03М (Госреестр № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 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).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации 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 не менее 35 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

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТФЗМ 35А-ХЛ1

26418-08

8

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2473-69

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2473-05

6

Трансформатор тока

ТШЛ-СЭЩ

51624-12

3

Трансформатор тока

ТШП-0,66

47512-11

3

Трансформатор тока

ТВГ-110

22440-07

3

Трансформатор тока

ТШП-0,66

47957-11

6

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-11

3

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

912-07

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

16687-07

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-08

9

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.09

36697-08

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.09

36697-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-12

1

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-05

2

Программное обеспечение

«Пирамида 2000»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 61673-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2015 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» 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-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» мая 2012 г.;

•    УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 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 ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

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

2    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Развернуть полное описание