Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Каспийский трубопроводный консорциум - Р"

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

В системе АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными макетами XML формата 80020, 80030 со смежным субъектом ОРЭ ПАО «ФСК ЕЭС» АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Нефтепровод» (№ ИК № 3, 4, 6, 7, 9, 10) зарегистрированные в государственном реестре средств измерений №59390-14.

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 устройства сбора и передачи данных ARIS MT500 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

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) «Энергосфера» и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум-Р» при помощи удаленного доступа по сети Internet.

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.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум-Р» при помощи удаленного доступа по сети Internet в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в ОАО «АТС» и всем заинтересованным субъектам.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК.

Синхронизация времени в ИВК осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации времени типа «УСВ-2». Погрешность часов УСВ не более ±1 с.

Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации времени, реализованном на GPS-приемнике. Сравнение времени GPS с временем УСПД происходит с той частотой, с какой его выдает сам приемник. Коррекция времени УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ±1 мс.

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 ±3 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД 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 ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р» используется ПО «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «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 «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СБЕБ6Т6СЛ69318БЕВ976Е08Л2ББ7814Б

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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

Порядковый

номер

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование объекта и номер ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110/10кВ «Нефтеналивная», Ввод 1 110кВ

TAT Кл. т. 0,5S 100/5

Зав. № GD8/P61501; Зав. № GD8/P61502; Зав. № GD8/P61503

TVBs 123 Кл. т. 0,5 110000/V3:100/V3 Зав. № 30052726; Зав. № 30052727; Зав. № 30052728

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Зав. № 0808091585

ARIS MT500 Зав. № 09150578

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,4

±4,3

2

ЗАО «КТК-Р» НПС-8, ЗРУ-10кВ, 19 яч., Ввод 1

ARJA1/N3J Кл. т. 0,2 2000/5 Зав. № 14067181; Зав. № 14067184; Зав. № 14067185

VRQ 3n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 14067636; Зав. № 14067881; Зав. № 14067884

A1802RLXQM-

P4GB1-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01285261

ARIS MT500 Зав. № 09150580

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,6

3

ЗАО «КТК-Р» «НПС-8», ЗРУ-10кВ, 19 яч., Ввод 2

ARJA1/N3J Кл. т. 0,2 2000/5 Зав. № 14067180; Зав. № 14067182; Зав. № 14067183

VRQ 3n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 14067635; Зав. № 14067637; Зав. № 14067886

A1802RLXQM-

P4GB1-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01285262

ARIS MT500 Зав. № 09150580

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ЗАО «КТК-Р» «НПС-7», ЗРУ-10кВ, 21 яч., Ввод 1

ARJA1/N3J Кл. т. 0,5 2500/5 Зав. № 13036436; Зав. № 13036434; Зав. № 13036437

VRQ 3n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 13036037; Зав. № 13036039; Зав. № 13036036

A1802RLXQM-

P4GB1-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01256244

ARIS MT500 Зав. № 09150583

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

5

ЗАО «КТК-Р» «НПС-7», ЗРУ-10кВ, 22 яч., Ввод 2

ARJA1/N3J Кл. т. 0,5 2500/5 Зав. № 13036432; Зав. № 13036435; Зав. № 13036433

VRQ 3n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 13036034; Зав. № 13036038; Зав. № 13036049

A1802RLXQM-

P4GB1-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01256245

ARIS MT500 Зав. № 09150583

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

6

ЗАО «КТК-Р» «НПС-5», ЗРУ-10кВ, 21 яч., Ввод 1

ARJA1/N3J Кл. т. 0,2S 2500/5 Зав. № 14003916; Зав. № 14003917; Зав. № 14003921

VRQ 3n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 14003699; Зав. № 14003701; Зав. № 14003702

A1802RLXQM-

P4GB1-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01265018

ARIS MT500 Зав. № 09150577

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,6

7

ЗАО «КТК-Р» «НПС-5», ЗРУ-10кВ, 22 яч., Ввод 2

ARJA1/N3J Кл. т. 0,2S 2500/5 Зав. № 14003918; Зав. № 14003919; Зав. № 14003920

VRQ 3n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 14003934; Зав. № 14003935; Зав. № 14003939

A1802RLXQM-

P4GB1-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01265017

ARIS MT500 Зав. № 09150577

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТЛО-10-М9А

VRQ 3n/S2

8

ЗАО «КТК-Р» «НПС-4»,

Кл. т. 0,2S 2500/5

Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

A1802RLXQM-

P4GB1-DW-4

ARIS

MT500

активная

±0,8

±1,6

ЗРУ-10кВ, 19 яч., Ввод 1

Зав. № 11627; Зав. № 11626; Зав. № 11628

Зав. № 1205881; Зав. № 1205883; Зав. № 1254407

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01260380

Зав. № 09150585

реактивная

±1,8

±2,6

ТЛО-10-М9А

VRQ 3n/S2

9

ЗАО «КТК-Р» «НПС-4»,

Кл. т. 0,2S 2500/5

Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

A1802RLXQM-

P4GB1-DW-4

ARIS

MT500

активная

±0,8

±1,6

ЗРУ-10кВ, 20 яч., Ввод 2

Зав. № 11631; Зав. № 11630; Зав. № 11629

Зав. № 1205882; Зав. № 1205878; Зав. № 1205875

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01260379

Зав. № 09150585

реактивная

±1,8

±2,6

ТЛО-10-М9А

VRQ 3n/S2

10

ЗАО «КТК-Р» «НПС-3»,

Кл. т. 0,2S 2500/5

Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

A1802RLXQM-

P4GB-DW-4

ARIS

MT500

активная

±0,8

±1,6

ЗРУ-10кВ, 21 яч., Ввод 1

Зав. № 15814; Зав. № 15816; Зав. № 15819

Зав. № 1179444; Зав. № 1179393; Зав. № 1179392

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01260376

Зав. № 09150584

реактивная

±1,8

±2,6

ТЛО-10-М9А

VRQ 3n/S2

11

ЗАО «КТК-Р» «НПС-3»,

Кл. т. 0,2S 2500/5

Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

A1802RLXQM-

P4GB-DW-4

ARIS

MT500

активная

±0,8

±1,6

ЗРУ-10кВ, 22 яч., Ввод 2

Зав. № 15815; Зав. № 15817; Зав. № 15818

Зав. № 1179442; Зав. № 1179391; Зав. № 1179389

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01260375

Зав. № 09150584

реактивная

±1,8

±2,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

ЗАО «КТК-Р» «НПС-2», ЗРУ-10кВ, 21 яч., Ввод 1

ARJA1/N3J Кл. т. 0,5 2500/5 Зав. № 13077430; Зав. № 13077431; Зав. № 13077433

VRQ 3n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 1205873; Зав. № 1205877; Зав. № 1136147

A1802RLXQM-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01265019

ARIS MT500 Зав. № 09150579

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

13

ЗАО «КТК-Р» «НПС-2», ЗРУ-10кВ, 22 яч., Ввод 2

ARJA1/N3J Кл. т. 0,5 2500/5 Зав. № 13077429; Зав. № 13077432; Зав. № 13077434

VRQ 3n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 1205886; Зав. № 1205887; Зав. № 1206676

A1802RLXQM-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01265020

ARIS MT500 Зав. № 09150579

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

14

ПС 110/10 кВ «А-НПС-5А», ОРУ-110кВ, W1G «Нефтепровод»

ТВ-ТМ-35-110-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 11.800.03; Зав. № 11.798.01; Зав. № 11.798.02

CPВ 123 Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3 Зав. № 8818381; Зав. № 8818378; Зав. № 8818377

A1802RLXQV-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01286565

ARIS MT500 Зав. № 09150582

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

15

ПС 110/10 кВ «А-НПС-5А», ОРУ-110кВ, W2G «Лиман»

ТВ-ТМ-35-110-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 11.800.02; Зав. № 11.799.02; Зав. № 11.799.03

CPВ 123 Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3 Зав. № 8818382; Зав. № 8818379; Зав. № 8818380

A1802RALXQV-

P4GB-DW4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01286566

ARIS MT500 Зав. № 09150582

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

16

ПС 110/10 кВ «А-НПС-5А», ОРУ-110кВ, KQS1G Ремонтная перемычка

TG145N Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 05779; Зав. № 05780; Зав. № 05778

СРВ 123 Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3 Зав. № 8818381; Зав. № 8818378; Зав. № 8818377

A1802RALXQV-

P4GB-DW4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01286567

ARIS MT500 Зав. № 09150582

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

17

ПС 110/10 кВ «А-НПС-5А», ОРУ-110кВ, QC1G Секционный выключатель

ТВ-ТМ-35-110-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 11.800.01; Зав. № 11.798.03; Зав. № 11.799.01

СРВ 123 Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3 Зав. № 8818381; Зав. № 8818378; Зав. № 8818377

A1802RALXQV-

P4GB-DW4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01286568

ARIS MT500 Зав. № 09150582

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

18

ЗАО «КТК-Р», «НПС-Астраханская», ЗРУ-10 кВ, 25 яч., Ввод 1

ARJP3/N2J Кл. т. 0,5 1250/5 Зав. № 1185589; Зав. № 1185588; Зав. № 1185587

VRQ 3n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 0460283; Зав. № 0460275; Зав. № 0460277

A1802RLXQV-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01295086

ARIS MT500 Зав. № 09150581

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

19

ЗАО «КТК-Р», «НПС-Астраханская», ЗРУ-10 кВ, 24 яч., Ввод 2

ARJP3/N2J Кл. т. 0,5 1250/5 Зав. № 1185585; Зав. № 1185586; Зав. № 1185590

VRQ 3n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 0460276; Зав. № 0460281; Зав. № 0460279

A1802RLXQV-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01295087

ARIS MT500 Зав. № 09150581

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

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 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 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:

а)    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 до плюс 40 °C.

б)    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:

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01 от плюс 15 до плюс 40 °С;

-    для счётчиков электроэнергии Л1800 от плюс 15 до плюс 40 °С;

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

в)    для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 40 °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 - 19 от плюс 15 до плюс 40 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

электросчётчик Л1802 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

УСПД ARIS MT500 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 65000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч

сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 160165 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

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;

-    переход на резервное (основное) питание;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования УСПД и счетчиков;

-    пропадания напряжения УСПД и счетчиков;

-    коррекции времени вУСПД и в счетчике;

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; 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 и по группам измерительных каналов не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

-    сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

Трансформатор тока

TAT

29838-05

3

Трансформатор тока

ARJA1/N3J

50463-12

24

Трансформатор тока

ТЛО-10-М9А

25433-11

12

Трансформатор тока

ТВ-ТМ-35-110-

УХЛ1

44949-10

9

Трансформатор тока

TG145N

30489-09

3

Трансформатор тока

ARJP3/N2J

21989-01

6

Трансформатор напряжения

TVBs 123

29693-05

3

Трансформатор напряжения

VRQ 3n/S2

50606-12

42

Трансформатор напряжения

CPВ 123

47844-11

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-12

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RLXQM-

P4GB1-DW-4

31857-11

8

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RLXQM-

P4GB-DW-4

31857-11

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RLXQV-

P4GB-DW-4

31857-11

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RALXQV-

P4GB-DW4

31857-11

3

Устройство сбора и передачи данных

ARIS МТ500

53993-13

9

Программное обеспечение

ПО «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 63786-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2016 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»;

-    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-4ТМ.03М.01 - 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 A1802 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    УСПД ARIS MT500 - по документу «Контроллеры многофункциональные ARIS MT500. Методика поверки ПБКМ.424337.002 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» «13» мая 2013 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%.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с Приказом Минпромторга России № 1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум - Р»

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