Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Верхняя Волга" по объекту ЛПДС "Староликеево"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Староликеево» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-2 и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверы баз данных АИИС КУЭ (серверы БД), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», сервер синхронизации времени ССВ-1Г, автоматизированные рабочие места персонала (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.

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

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 отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные от ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД.

ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».

Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.

Данные по группам точек поставки в организации - участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются из ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ 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 (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ, ИВК). Синхронизация часов сервера БД с единым координированным временем UTC обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г, входящим в состав ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». 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 ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление времени на сервере БД. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный. Корректировка часов сервера БД осуществляется при расхождении часов сервера БД и ССВ-1Г на величину более ±1 мс.

Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем UTC обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сравнение показаний часов УСПД с УСВ-2 производится не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД осуществляется независимо от величины расхождения. В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Трансфнефть».

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более ±1 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД 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 программный комплекс (ПК) «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 7.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Другие идентификационные данные

pso_metr.dll, версия 1.1.1.1

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование

точки

измерений

Измерительные компоненты

Серверы БД

Устрой

ства

синхро

низации

времени

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ПС 110 кВ «Староликеево», КРУН-6 кВ №1, яч. №10

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 25433-11

ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11

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

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

HP Proliant BL 460c Gen8

HP Proliant BL 460c G6

УСВ-2 Рег. № 41681-09

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,5

2

ПС 110 кВ «Староликеево», ТСР-3 6/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ

ТОП-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 15174-01

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,9

2,9

4,5

3

ПС 110 кВ «Староликеево», КРУН-6 кВ №2, яч. №4

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 25433-11

ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11

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

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,5

4

ПС 110 кВ «Староликеево», ТСР-4 6/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ

ТОП-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 15174-01

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,9

2,9

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

5

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ-6 кВ,

1 СШ, яч.41

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 25433-03

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

HP Proliant BL 460c Gen8

HP Proliant BL 460c G6

УСВ-2 Рег. № 41681-09

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

2,9

4,8

6

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ-6 кВ, 2СШ, яч.75

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 25433-03

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

2,9

4,8

7

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ-6 кВ,

2 СШ, яч.63

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 32139-06

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

2,9

4,5

8

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ-6 кВ,

1 СШ, яч.55

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-79

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

2,9

4,5

9

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ-6 кВ,

2 СШ, яч.61

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 7069-79

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

2,9

4,5

10

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ-6 кВ,

3 СШ, яч.3

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 7069-79

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

HP Proliant BL 460c Gen8

HP Proliant

УСВ-2 Рег. № 41681-09

ССВ-1Г

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ-6 кВ,

3 СШ, яч.5

ТОЛ-10

НАМИ-10-95

BL 460c G6

Рег. №

Актив-

11

Кл.т. 0,5 400/5

УХЛ2 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

39485-08

ная

1,1

3,0

Рег. №

6000/100

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,5

7069-79

Рег. № 20186-05

тивная

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ-6 кВ, 3СШ, яч.11

ТОЛ-10

НАМИ-10-95

Актив-

12

Кл.т. 0,5 300/5

УХЛ2 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

ная

1,1

3,0

Рег. №

6000/100

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,5

7069-79

Рег. № 20186-05

тивная

ЛПДС

ТЛО-10

НАМИ-10-95

Актив-

«Староликеево»

Кл.т. 0,5S

УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

13

6кВ, ЗРУ-6 кВ,

1500/5

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2S/0,5

3 СШ 6 кВ,

Рег. №

6000/100

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,9

яч. № 9

25433-03

Рег. № 20186-05

тивная

ЛПДС

ТЛО-10

НАМИ-10-95

Актив-

«Староликеево»

Кл.т. 0,5S

УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03

ная

1,1

3,0

14

6кВ, ЗРУ-6 кВ,

1500/5

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,2S/0,5

4 СШ 6 кВ,

Рег. №

6000/100

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,9

яч. № 25

25433-03

Рег. № 20186-05

тивная

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ-6 кВ,

4 СШ, яч.31

ТОЛ-10

НАМИ-10-95

Актив-

15

Кл.т. 0,5 150/5

УХЛ2 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

ная

1,1

3,0

Рег. №

6000/100

Рег. № 27524-04

Реак-

2,3

4,5

7069-79

Рег. № 20186-05

тивная

16

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ-6 кВ, 1СШ, яч.45

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

СИКОН С70 Рег. №

HP Proliant BL 460c Gen8

УСВ-2 Рег. № 41681-09

Актив

ная

1,0

2,9

Рег. №

Рег. № 27524-04

28822-05

Реак-

2,0

4,5

7069-79

HP Proliant

ССВ-1Г

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

17

ЛПДС «Староликеево», ЗРУ 6 кВ, 2СШ, яч.67

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-79

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

BL 460c G6

Рег. № 39485-08

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,0

2,9

4,5

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 и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1-6, 13, 14 для тока 2 % от !ном, для остальных ИК для тока 5 % от !ном, cosj = 0,8инд.

4    Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

5    ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83. В виду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.

6    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 УСПД, УСВ-2 и ССВ-1Г на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном на АО «Транснефть-Верхняя Волга» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

17

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом

от 99 до 101

ток, % от !ном

от 100 до 120

коэффициент мощности cos9

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от №ом

от 90 до 110

ток, % от !ном

для ИК №№ 1-6, 13, 14

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cos9

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, °С

от +17 до +30

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от +17 до +30

температура окружающей среды в месте расположения сервера

БД, °С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ-2:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для ССВ-1Г:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

15000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для серверов БД:

HP ProLiant BL 460c Gen8

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

261163

среднее время восстановления, ч

0,5

HP ProLiant BL 460c G6

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

264599

среднее время восстановления работоспособности, ч

0,5

1

2

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

5

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

3,5

для серверов:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; 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;

УСПД; сервера БД.

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

счетчика электрической энергии;

УСПД; сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована); сбора результатов измерений - 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

ТЛО-10

18

Трансформаторы тока опорные

ТОП-0,66

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

16

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛ.06-6

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

5

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

12

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени

ССВ-1Г

2

Сервер БД

HP Proliant BL 460c Gen8

1

Сервер БД

HP Proliant BL 460c G6

1

Методика поверки

МП ЭПР-032-2017

1

Формуляр

ТНВВолга-500000-АСКУЭ.ФО

1

Руководство по эксплуатации

ТНВВолга-500.000-АСКУЭ .РЭ

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-032-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Староликеево». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 18.10.2017 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

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

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

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.000И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.;

-    ССВ-1Г - в соответствии с документом ЛЖАР.468150.003-08 МП «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП «ЦНИИС» в ноябре 2008 г.;

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

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

-    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);

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

-    прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).

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 эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Староликеево»

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