Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Порт Приморск» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2- 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналы связи и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 39485-08) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 преобразуют 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 хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
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. 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 в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. 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 ТСР/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, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД периодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
В случае неисправности, ремонта или поверки УССВ имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК 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 ПО ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть содержится в модуле, указанном в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Диспетчерское наименование присоединения | Состав АИИС КУЭ | Вид энергии |
| Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ, Обозначение, тип | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Нефтебаза №1,2 ЗРУ-10 кВ, 1 секция 10 кВ, яч.4 (в сторону Ввод №1 на ЗРУ-10 кВ №1а, яч.4) | н н | Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | ЭКОМ-3000 Рег. № 1704914 | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | Активная Реактивная |
| В | ТЛО-10 |
| С | ТЛО-10 |
| К н | Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 2 | Нефтебаза №1,2 ЗРУ-10 кВ, 2 секция 10 кВ, яч.30 (в сторону Ввод №2 на ЗРУ-10 кВ №1а, яч.8) | н н | Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | Активная Реактивная |
| В | ТЛО-10 |
| С | ТЛО-10 |
| К н | Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 1 2 | Диспетчерское наименование присоединения | Состав АИИС КУЭ | |
| Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ, Обозначение, тип | УСПД | Сервер | Вид энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| | | | GO ,5 0, II т К | А | ТЛО-10 | | | |
| | Нефтебаза №2 ЗРУ-10 кВ №1а, 1 секция 10 кВ, яч.12 (в сторону ЗРУ-10 кВ №2, 1 секция 10 кВ, яч.3) | н н | Ктт = 200/5 | В | ТЛО-10 | | | |
| | | Рег. № 25433-11 | С | ТЛО-10 | | | |
| | Я н | Кт = 0,5 | А | ЗНОЛ | | | Активная |
| 3 | Ктн = 10000V3/100V3 | В | ЗНОЛ | | |
| Рег. № 46738-11 | С | ЗНОЛ | | | Реактивная |
| | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | СЭТ-4 ТМ.03М | ЭКОМ-3000 | HP ProLiant BL 460c | |
| | | | | | Рег. № 1704914 | Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | |
| | | | S ,5 0, II т К | А | ТЛО-10 | |
| | Нефтебаза №2 ЗРУ-10 кВ №1а, 2 секция 10 кВ, яч .13 (в сторону ЗРУ-10 кВ №2, 2 секция 10 кВ, яч.10) | н н | Ктт = 200/5 | В | ТЛО-10 | |
| | | Рег. № 25433-11 | С | ТЛО-10 | | |
| | Я н | Кт = 0,5 | А | ЗНОЛ | | Активная |
| 4 | Ктн = 10000V3/100V3 | В | ЗНОЛ | | |
| Рег. № 46738-11 | С | ЗНОЛ | | | Реактивная |
| | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4 ТМ.03М | | | |
| 1 2 | Диспетчерское наименование присоединения | Состав АИИС КУЭ | Вид энергии |
| Класс точности Рег. | Вид СИ, , коэффициент трансформации, №, Обозначение, тип | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | Нефтебаза №2 ЗРУ-10 кВ №3, 2 секция 10 кВ, яч.24 (в сторону ВЛ-10 кВ) | н н | Кт = 0,5S Ктт = 75/5 Рег. № 15128-07 | А | ТОЛ-10-I | ЭКОМ-3000 Рег. № 1704914 | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | Активная Реактивная |
| В | - |
| С | ТОЛ-10-I |
| X н | Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 18178-99 | А В С | НАМИТ-10-2 |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4 ТМ.03М |
| 6 | Нефтебаза №2 214КТП 10/0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, яч.6 (в сторону ПКУ СОД Ввод №1) | н н | Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 26100-03 | А | ТСН 6 | Активная Реактивная |
| В | ТСН 6 |
| С | ТСН 6 |
| Я н | - | А В С | - |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.08 |
| 1 2 | Диспетчерское наименование присоединения | Состав АИИС КУЭ | Вид энергии |
| Класс точности Рег. | Вид СИ, , коэффициент трансформации, №, Обозначение, тип | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | Нефтебаза №2 214КТП 10/0,4 кВ, 2 секция 0,4 кВ, яч.20 (в сторону ПКУ СОД Ввод №2) | н н | Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 26100-03 | А | ТСН 6 | ЭКОМ-3000 Рег. № 1704914 | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | Активная Реактивная |
| В | ТСН 6 |
| С | ТСН 6 |
| К н | - | А В С | - |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.08 |
| 8 | Нефтебаза №2 1ТТТТЦ, 1 секция 0,4 кВ, QF №8 (в сторону Ввод №1 на СИКН №740) | н н | Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 47959-11 | А | ТОП | Активная Реактивная |
| В | ТОП |
| С | ТОП |
| К н | - | А В С | - |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.08 |
| 1 2 | Диспетчерское наименование присоединения | Состав АИИС КУЭ | Вид энергии |
| Класс точности Рег. | Вид СИ, , коэффициент трансформации, №, Обозначение, тип | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 9 | Нефтебаза №2 1ШЩ, 2 секция 0,4 кВ, QF №12 (в сторону Ввод №2 на СИКН №740) | н н | Кт = 0,5 S Ктт = 200/5 Рег. № 26100-03 | А | ТОП | ЭКОМ-3000 Рег. № 1704914 | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | Активная Реактивная |
| В | ТОП |
| С | ТОП |
| X н | - | А В С | - |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4 ТМ.03М.08 |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (±<5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 - 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01Iн<I<0,05Iн | ±1,8 | ±2,5 | ±4,8 | ±1,9 | ±2,6 | ±4,8 |
| 0,05Iн<I<0,1Iн | ±1,1 | ±1,6 | ±3,0 | ±1,2 | ±1,7 | ±3,0 |
| 0,1Iн<I<0,2Iн | ±1,1 | ±1,6 | ±3,0 | ±1,2 | ±1,7 | ±3,0 |
| 0,2Iн<I<Iн | ±0,9 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,0 | ±1,4 | ±2,3 |
| ^<1,2^ | ±0,9 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,0 | ±1,4 | ±2,3 |
| 6 - 9 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S/0,5) | 0,01Iн<I<0,05Iн | ±1,7 | ±2,4 | ±4,6 | ±1,8 | ±2,5 | ±4,7 |
| 0,05Iн<I<0,1Iн | ±0,9 | ±1,4 | ±2,7 | ±1,0 | ±1,5 | ±2,7 |
| 0,1Iн<I<0,2Iн | ±0,9 | ±1,4 | ±2,7 | ±1,0 | ±1,5 | ±2,7 |
| 0,2Iн<I<Iн | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 | ±0,8 | ±1,1 | ±1,9 |
| ^<1,2^ | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 | ±0,8 | ±1,1 | ±1,9 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| | | Метрологические характеристики ИК |
| | | Основная относительная погрешность ИК, (±5), % | Относительная |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % |
| | | sin ф = 0,6 | sin ф = 0,87 | sin ф = 0,6 | sin ф = 0,87 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01Iн<I<0,05Iн | ±4,0 | ±2,4 | ±4,1 | ±2,7 |
| 0,05Iн<I<0,1Iн | ±2,5 | ±1,5 | ±2,8 | ±1,9 |
| 0,1^^^ | ±2,5 | ±1,5 | ±2,8 | ±1,9 |
| 0,2Iн<I<Iн | ±1,9 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,7 |
| ^<[<1,2^ | ±1,9 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,7 |
| | 0,01Iн<I<0,05Iн | ±3,8 | ±2,3 | ±4,0 | ±2,6 |
| 6 - 9 | 0,05Iн<I<0,1Iн | ±2,3 | ±1,4 | ±2,6 | ±1,8 |
| (ТТ 0,5S; | 0,1^^^ | ±2,3 | ±1,4 | ±2,6 | ±1,8 |
| Сч 0,2S/0,5) | 0,2Iн<I<Iн | ±1,5 | ±1,0 | ±2,0 | ±1,5 |
| | ^<1,2^ | ±1,5 | ±1,0 | ±2,0 | ±1,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30°С.
3. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
5. 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 в ООО «Транснефть - Порт Приморск» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,8 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | от +21 до +25 |
| ГОСТ Р 52323-2005 | |
| - для счетчиков реактивной энергии: | от +21 до +25 |
| ГОСТ Р 52425-2005 | |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -60 до +35 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - УСПД | от -30 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | |
| не более | 2 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| HP ProLiant BL 460c Gen8: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв | |
| не более, ч; | 0,5 |
| HP ProLiant BL 460c G6: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв, | |
| не более, ч. | 0,5 |
| 1 | 2 |
| Г лубина хранения информации | |
| счётчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, суток, не более | 113,7 |
| УСПД: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Формуляра на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Порт Приморск» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 2 |
| Трансформатор тока | ТСН 6 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОП | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 4 |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-016-2018 | 1 |
| Формуляр | СТМ 1703РД-17.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-016-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части
ООО «Транснефть - Порт Приморск». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «30» января 2018 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 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного времени ССВ-1Г. Методика поверки.» ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.311): диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °C, дискретность 0,1 °C; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
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 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Порт Приморск», аттестованной ООО «Спецэнергопроект» (аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Порт Приморск»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
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».
70835-18: Методика поверки МП 206.1-016-2018Скачать883.5 Кб