Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее -УСВ) УСВ-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 41681-10 (далее рег. №).
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 точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы 1-5; 7-9 (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ, ИК 6 - из двух уровней.
Первичные фазные 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 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 по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», ОАО «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 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 АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (рег. № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого 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 (рег. № 39485-08), 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.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД (для ИК 1-5; 7-9) осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Для ИК 6 сличение часов счетчика с часами сервера осуществляется каждый сеанс связи (не реже 1 раза в сутки), корректировка часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера 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 используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BE D976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС «КНПС» 110/35/6 кВ, ОРУ 110 кВ, ВЛ-110 кВ «Крымская-Неберджаевская» I цепь | ТФЗМ 110B-IV 200/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 26422-06 | НКФ-110-06 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 37749-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 2 | ПС «КНПС» 110/35/6 кВ, ОРУ 110 кВ, ВЛ-110 кВ «Крымская-Неберджаевская» II цепь | ТФЗМ 110B-IV 200/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 26422-06 | НКФ-110-06 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2 Рег. № 37749-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 3 | ПС «КНПС» 110/35/6 кВ, ОРУ 35 кВ, 1 СШ ВЛ-35 кВ «Новоукраинская» 3-й подъем | ТОЛ-35 III 200/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 47959-11 | ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 4 | ПС «КНПС» 110/35/6 кВ, ОРУ 35 кВ, 2 СШ, ВЛ-35 кВ «Баканская» | ТОЛ-35 III 200/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 47959-11 | ЗНОМ-35 35000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 5 | ПС «КНПС» 110/35/6 кВ, ОРУ 35 кВ, 2 СШ, ВЛ-35 кВ «Саук-Дере» | ТОЛ-35 III 200/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 47959-11 | ЗНОМ-35 35000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-54 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 6 | ПС «КНПС» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1СШ, яч. № 1, Ввод № 1 | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 38394-08 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 7 | ПС «КНПС» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2СШ, яч. № 12, Ввод № 2 | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 38394-08 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 8 | НПС-1, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 4, ф. Водозабор | ТЛО-10 150/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 25433-03 | ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| Примечания 1. 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. 2. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы допускаемой основной относительной (6) погрешности, ±, % | Границы допускаемой относительной (6) погрешности в рабочих условиях, ±, % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,7 | 0,7 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,2 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,7 | 0,7 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,2 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 0,8 | 0,8 | 1,3 | 1,0 | 1,1 | 1,5 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 1,2 | 1,4 | 2,1 | 1,4 | 1,5 | 2,2 |
| 3, 4, 5 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,9 | 1,0 | 1,5 | 1,1 | 1,2 | 1,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,9 | 1,0 | 1,5 | 1,1 | 1,2 | 1,7 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,0 | 1,1 | 1,7 | 1,2 | 1,3 | 1,8 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 1,4 | 1,5 | 2,4 | 1,5 | 1,7 | 2,5 |
| 6, 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,3 | 1,5 | 2,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,4 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 1,8 | 3,1 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,6 | 3,0 | 5,5 |
| 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,3 | 1,5 | 2,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,3 | 1,5 | 2,4 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 1,8 | 3,1 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,5 | 3,0 | 5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы допускаемой основной относительной (6) погрешности, ±, % | Границы допускаемой относительной (6) погрешности в рабочих условиях, ±, % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| Реактивная электроэнергия |
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 1,3 | 1,1 | 0,9 | 2,0 | 1,9 | 1,8 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,3 | 1,1 | 0,9 | 2,0 | 1,9 | 1,8 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,6 | 1,4 | 1,0 | 2,3 | 2,1 | 1,8 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,6 | 2,0 | 1,6 | 3,0 | 2,5 | 2,2 |
| 3, 4, 5 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 1,8 | 1,4 | 1,1 | 2,4 | 2,1 | 1,9 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,8 | 1,4 | 1,1 | 2,4 | 2,1 | 1,9 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 2,0 | 1,7 | 1,2 | 2,5 | 2,3 | 1,9 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,9 | 2,2 | 1,7 | 3,2 | 2,7 | 2,2 |
| 6, 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 2,6 | 1,9 | 1,3 | 2,7 | 2,0 | 1,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 3,5 | 2,5 | 1,5 | 3,6 | 2,6 | 1,7 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 6,5 | 4,4 | 2,6 | 6,6 | 4,6 | 2,8 |
| 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 2,6 | 1,9 | 1,3 | 2,7 | 2,0 | 1,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,7 | 1,9 | 1,3 | 2,8 | 2,1 | 1,5 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,6 | 2,6 | 1,6 | 3,9 | 2,9 | 2,0 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,7 | 4,6 | 2,8 | 7,1 | 5,0 | 3,2 |
Примечания к таблицам 3 и 4:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
2. Нормальные и рабочие условия применения согласно таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование параметра | Значение |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - сила тока, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | от 0,5 до 0,9 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для электросчетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - температура окружающей среды для УСПД, °С | от +15 до +25 |
| - температура окружающей среды для ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - сила тока, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | от 0,5 до 1,0 |
| - коэффициент мощности, sin9 | от 0,87 до 0,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°С | от +5 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +15 до +25 |
| - температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД СИКОН С70: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 15000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Сервер HP Proliant BL 460c Gen8: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Сервер HP Proliant BL 460c G6: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
Продолжение таблицы 5
| Наименование параметра | Значение |
| Глубина хранения информации Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 113 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±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:
- 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, 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);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-1У | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 III | 9 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ-6(10) | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 58056-14 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ВЛСТ 918.06.000 ФО | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58056-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2014 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.03 - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - 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.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН
С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика
поверки ВЛСТ. 237.00.001 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «12» мая 2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации
времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр электронный CENTER (мод.314), рег. № 22129-09
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская».
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
