Назначение
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30 -минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема -передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее по тексту - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК)
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», включает в себя технические средства приема -передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее по тексту - 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 (сервер АИИС КУЭ), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации -субъекта оптового рынка отправляет с использованием электронной подписи (далее - ЭП) данные отчеты в формате XML по каналу связи по сети Internet с использованием электронной почты по протоколу TCP/IP в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД осуществляется от часов сервера БД. Коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера и часов УСПД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счечтиков более чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД и У СПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят модули, 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 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (иденти фикационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| CalcClients.dll | 1.0.0.0 | E55712D0B1B219065D63DA9 49114DAE4 | MD5 |
| CalcLeakage.dll | 1.0.0.0 | B1959FF70BE1EB17C83F7B0 F6D4A132F |
| CalcLosses.dll | 1.0.0.0 | D79874D10FC2B156A0FDC27 E1CA480AC |
| Metrology.dll | 1.0.0.0 | 52E28D7B608799BB3CCEA41 B548D2C83 |
| ParseBin.dll | 1.0.0.0 | 6F557F885B737261328CD7780 5BD1BA7 |
| ParseIEC.dll | 1.0.0.0 | 48E73A9283D1E66494521F63 D00B0D9F |
| ParseModbus.dll | 1.0.0.0 | C391D64271ACF4055BB2A4D 3FE1F8F48 |
| ParsePiramida.dll | 1.0.0.0 | ECF532935CA1A3FD3215049 AF1FD979F |
| SynchroNSI.dll | 1.0.0.0 | 530D9B0126F7CDC23ECD814 C4EB7CA09 |
| VerifyTime.dll | 1.0.0.0 | 1EA5429B261FB0E2884F5B35 6A1D1E75 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ем о оН | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД / УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ Кристалл, ОРУ 35 кВ, 1 СШ 35 кВ, яч.33, ВЛ-35 кВ УНТС-1 | ТФ3М35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 8555-81 | НАМИ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 / УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 2 | ПС 110 кВ Кристалл, ОРУ 35 кВ, 1 СШ 35 кВ, яч.31, ВЛ-35 кВ ДКС-1 | ТФ3М35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 8555-81 | НАМИ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 3 | ПС 110 кВ Кристалл, ОРУ 35 кВ, 2 СШ 35 кВ, яч.21, ВЛ-35 кВ УНТС-2 | ТФ3М35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 8555-81 | НАМИ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ПС 110 кВ Кристалл, ОРУ 35 кВ, 2 СШ 35 кВ, яч.23, ВЛ-35 кВ ДКС-2 | ТФ3М35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 8555-81 | НАМИ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 5 | ПС 110 кВ Кристалл, ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.12, В-6 кВ К-12 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 6 | ПС 110 кВ Кристалл, ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.14, В-6 кВ К-14 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 7 | ПС 110 кВ Кристалл, ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.22, В-6 кВ К-22 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | Рег. № 28822-05 / УСВ-2 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 8 | ПС 110 кВ Кристалл, ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.24, В-6 кВ К-24 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 9 | ПС 110 кВ Кристалл, ЩСН-0,4 кВ, Блок-бокс АИИС КУЭ 1ТСН, 2ТСН | - | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | активная реактивная | ±0,6 ±1 ,1 | ±3,0 ±5,7 |
| 10 | ПС 110 кВ Карьер, ОПУ-110 0,4 кВ, ЩСН-1 0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 11 | ПС 110 кВ Тайяха, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ 2Т | ТВГ-110 Кл. т. 0,5 S Ктт 200/5 Рег. № 22440-07 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 / УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
| 12 | ПС 110 кВ Тайяха, ЗРУ- 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.19, Ввод 1 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1500/5 Рег. № 32139-11 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
| 13 | ПС 110 кВ Тайяха, ЩСН-2 0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| 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 Погрешность в рабочих условиях указана соБф = 0,8 инд 1=0,02(0,05)Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 13 от минус 40 до плюс 60 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие -владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии -владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 13 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 47,5 до 52,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -60 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, оС | от +10 до +3 0 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УСПД, УССВ оС | от -10 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ - | |
| 4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время наработки на отказ счетчиков СЭТ - | |
| 4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | 114 |
| направлениях, сут., не менее | |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | 45 |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | 10 |
| менее | |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
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, параметрировании:
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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ ООО «НОВАТЭК'-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» 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 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТФ3М35А-ХЛ1 | 8 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | ТВГ-110 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 10 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 3 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «Пирамида 2000» | 1 |
| Методика поверки | МП СМО-0809-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711 АИИС.755 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-0809-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НОВАТЭК'-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп»
14.09.2020 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;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.09, СЭТ-4ТМ.03М.01 (Рег. № 36697-12) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации, Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.09, СЭТ-4ТМ.03М.01 (Рег. № 36697-08) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации, Часть 2. Методика поверки», согласована руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-10) - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- УСПД СИКОН С70 (Рег. № 28822-05) - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2005г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр ТПУ-01, Рег. № 28134-12;
- термогигрометр «Ива-6Н-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.
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 системы автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
80064-20: Методика поверки МП СМО-0809-2020Скачать12.3 Мб