Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Уралсибнефтепровод" по объекту ЛПДС "Юргамыш". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Уралсибнефтепровод" по объекту ЛПДС "Юргамыш"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 502 п. 04 от 18.04.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Юргамыш» (далее по тексту - 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, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных Сикон С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г (далее - ССВ-1Г) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

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

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (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 ССВ-1Г (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - 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. ССВ-1Г обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.

Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с 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 с ИВК с учетом агрегации данных     по всем     точкам     измерений     системы     автоматизированной

информационно-измерительной     коммерческого учета    электрической    энергии

ОАО «АК «Транснефть» - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему 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 ЭП субъекта рынка.

Сличение времени часов УСПД с единым координатным временем обеспечивается подключенным к нему УСВ-2. Сличение часов УСПД с временем УСВ-2 производится не реже 1 раза в сутки. Синхронизация часов УСПД производится при расхождении времени между УСПД и УСВ-2 более чем на ±1 с.

В случае неисправности, поверки или ремонта УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».

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.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B

Алгоритм      вычисления      цифрового

идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики, указанные в таблицах 3-4.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Устройство синхронизации времени

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

8

ЛПДС «Юргамыш»

1

ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№58, ТСН 4

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 15174-06

-

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

Сикон С70 Рег. № 28822-05

УСВ-2 Рег. № 41681-10 ССВ-1Г Рег. № 39485-08

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

2

ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№54, Ввод №4

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛ

Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11

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

4

ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№18, Ввод №3

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛ

Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11

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

5

ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№45, ТСН 2

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 15174-06

-

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

6

ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№41, Ввод №2

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛ

Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11

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

Продолжение Таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

7

ЗРУ-10 кВ УБКУА, яч.№5, Ввод №1

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S 1500/5

Рег. № 47959-11

ЗНОЛ

Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11

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

Сикон С70 Рег. № 28822-05

УСВ-2 Рег. № 41681-10 ССВ-1Г Рег. № 39485-08

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

8

ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№4, Ввод №1 (рабочий)

ТЛШ-10 ТЛП-10

Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-03 Рег. № 30709-05

ЗНОЛ

Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04

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

9

ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№13, Ввод №1 (резервный)

ТЛШ-10 ТЛП-10

Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-03 Рег. № 30709-05

ЗНОЛ

Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04

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

10

ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№16, Тр-р 630 кВА №1

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 150/5

Рег. № 25433-03

ЗНОЛ

Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04

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

11

ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№21, Ввод №2 (резервный)

ТЛШ-10 ТЛП-10

Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-03 Рег. № 30709-05

ЗНОЛ

Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04

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

12

ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№30, Ввод №2 (рабочий)

ТЛШ-10 ТЛП-10

Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-03 Рег. № 30709-05

ЗНОЛ

Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04

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

Продолжение Таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

13

ЗРУ-10 кВ НКК, яч.№33, Тр-р 630 кВА №2

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 150/5

Рег. № 25433-03

ЗНОЛ

Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04

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

Сикон С70 Рег. № 28822-05

УСВ-2 Рег. № 41681-10 ССВ-1Г Рег. № 39485-08

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

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, УСВ-2, ССВ-1Г 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 (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (± 5), %

Погрешность в рабочих условиях, (± 5), %

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

(ТТ 0,5S; Сч 0,2S (ГОСТ Р 523232005))

Ih1<I1<1,2Ih1

0,8

1,0

1,8

1,0

1,2

1,9

0,2Ih1<I1<Ih1

0,8

1,0

1,8

1,0

1,2

1,9

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

1,2

1,4

2,7

1,3

1,6

2,8

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

2,2

2,8

5,3

2,3

2,9

5,4

5

(ТТ 0,5S; Сч 0,2S (ГОСТ 30206-94))

Ih1<I1<1,2Ih1

0,8

1,0

1,8

1,0

1,2

1,9

0,2Ih1<I1<Ih1

0,8

1,0

1,8

1,0

1,2

1,9

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

1,2

1,4

2,7

1,3

1,6

2,8

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

2,2

2,8

5,3

2,3

2,9

5,4

2, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 0,2S (ГОСТ 30206-94))

Ih1<I1<1,2Ih1

1,1

1,3

2,2

1,2

1,4

2,3

0,2Ih1<I1<Ih1

1,1

1,3

2,2

1,2

1,4

2,3

0,05Ihi<Ii<0,2Ihi

1,4

1,6

3,0

1,5

1,8

3,1

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

2,4

2,9

5,5

2,4

3,0

5,5

0,2Ih1<I1<Ih1

1,1

1,3

2,2

1,2

1,4

2,3

0,05Ihi<Ii<0,2Ihi

1,4

1,6

3,0

1,5

1,8

3,1

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

2,4

2,9

5,5

2,4

3,0

5,5

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (± 5), %

Погрешность в рабочих условиях, (± 5), %

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

(ТТ 0,5S; Сч 0,5 (гост Р 524252005))

Ih1<I1<1,2Ih1

2,2

1,6

1,1

2,7

2,2

1,9

0,2Ih1<I1<Ih1

2,2

1,6

1,1

2,7

2,2

1,9

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

3,2

2,2

1,4

3,5

2,7

2,1

0,02Ihi<Ii<0,05Ihi

6,3

4,4

2,6

6,5

4,6

3,0

5

(ТТ 0,5S; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83))

Ih1<I1<1,2Ih1

2,2

1,5

1,0

2,3

1,7

1,3

0,2Ih1<I1<Ih1

2,2

1,6

1,0

2,4

1,8

1,3

0,05Ihi<Ii<0,2Ihi

3,3

2,3

1,4

3,6

2,6

1,8

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

6,5

4,4

2,6

6,8

4,8

3,0

2, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83))

Ih1<I1<1,2Ih1

2,6

1,9

1,2

2,7

2,0

1,4

0,2Ih1<I1<Ih1

2,6

1,9

1,2

2,7

2,0

1,5

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

3,6

2,5

1,6

3,7

2,7

1,8

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

6,6

4,6

2,7

6,8

4,8

3,0

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ не превышают ± 5 с.

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 указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2, 4-13 от плюс 5 до плюс 35 °C.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

12

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 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03.08, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ИВК, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.08, СЭТ-4ТМ.03

90000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.08

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

для СИКОН С70

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Продолжение таблицы 5

1

2

Для УСВ-2

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее для HP ProLiant BL46O G6

261163

для HP ProLiant BL46O Gen8

264599

- среднее время восстановления работоспособности, ч

0,5

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее:

для электросчетчиков: СЭТ-4ТМ.03.08, СЭТ-4ТМ.03М.08,

СЭТ-4ТМ.03

113

- при отключении питания, лет, не менее:

для электросчетчиков: СЭТ-4ТМ.03.08, СЭТ-4ТМ.03М.08, СЭТ-4ТМ.03

10

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее:

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее:

10

Сервер БД:

- 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:

- 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 (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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Юргамыш» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количест во, шт.

1

2

3

Трансформатор тока

ТОП-0,66

6

Трансформатор тока

ТОЛ-10

12

Трансформатор тока

ТЛШ-10

8

Трансформатор тока

ТЛП-10

4

Трансформатор тока

ТЛО-10

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ

12

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.08

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

10

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.08

1

Устройство сбора и передачи данных

Сикон С70

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Сервер точного времени

ССВ-1Г

2

Сервер с ПО

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 57202-14 с Изменением № 1

1

Формуляр

Г.0.0000.14044-УСМН/ГТП-00.000.ПФ.3

1

Поверка

осуществляется по документу МП 57202-14 с Изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Юргамыш». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03.07.2018 г.

Основные 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» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 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.;

- УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП ВНИИМС» в 2005 г.;

- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика

поверки ВЛСТ. 237.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;

- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «Связь Тест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

- 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 %.

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 АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Юргамыш», аттестованной ФГУП «ВНИИМС» в 2014 г., аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 25.09.2011 г.

Нормативные документы

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

Развернуть полное описание