Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт" по НП "Брянск. 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 "Юго-Запад транснефтепродукт" по НП "Брянск

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1216 п. 69 от 21.10.2013
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 «Юго-Запад транснефтепродукт» по НП «Брянск» (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, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя измерительные 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 52322-2005, 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 таблицах 2-4.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2.

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), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 верх-

ний 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.

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 серверами синхронизации времени ССВ-1Г, (Госре-естр СИ №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.

Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется с периодичностью 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. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 ПК «Энергосфера» версии 7.0, 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 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПК «Энергосфера» 7.0

Библиотека pso_metr.dll

1.1.1.1

CBEB6F6CA69318BE

D976E08A2BB7814B

MD5

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

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

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

8

НП «Брянск»

1

ПС 35/6 кВ «Фосфоритная» ЗРУ-6 кВ 1 с.ш.

6 кВ ф. 605

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 S 150/5 Зав. № 2186; Зав. № 2187; Зав. № 2177

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4051

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803135054

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8

активная

реактивная

2

ТП-1 НП «Брянск» РУ-6 кВ с.ш. 6 кВ яч.

5

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5S 75/5 Зав. № 13331; Зав. № 13330; Зав. № 6024

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3002755; Зав. № 3002738; Зав. № 3012516

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136658

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8

активная

реактивная

3

ТП-2 РУ-0,4 кВ яч. 1 клеммный ящик № 1

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1111120633

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

4

ТП-1 РУ-0,4 кВ секция № 1 0,4 кВ яч. 7 ф. 12

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1111120556

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

5

ВЛИ-6 кВ от ПС 35/6 кВ «Фосфоритная» ф. 605 оп. 37б, реклоузер ПСС-10

ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 11 747; Зав. № 11 750; Зав. № 11 743

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 12161; Зав. № 12172; Зав. № 12156

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136065

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

6

ВЛИ-6 кВ от ПС 35/6 кВ «Фосфоритная» ф. 605 оп. 38г, реклоузер ПСС-10

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 11 753; Зав. № 11 752; Зав. № 11 744

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 12175; Зав. № 12157; Зав. № 12169

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136107

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

7

ВЛИ-6 кВ от ПС 35/6 кВ «Фосфоритная» ф. 605 оп. 38б, реклоузер ПСС-10

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 11 733; Зав. № 11 734; Зав. № 11 735

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 12160; Зав. № 12158; Зав. № 12176

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136718

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

8

ВЛИ-6 кВ от ПС 35/6 кВ «Фосфоритная» ф. 605 оп. 44б, реклоузер ПСС-10

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 75/5 Зав. № 11 730; Зав. № 11 731; Зав. № 11 732

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 12 159; Зав. № 12 167; Зав. № 12 168

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136075

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

9

ВЛИ-6 кВ от ПС 35/6 кВ «Фосфоритная» ф. 605 оп. 50б, реклоузер ПСС-10

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 11 745; Зав. № 11 748; Зав. № 11 742

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 12 171; Зав. № 12 174; Зав. № 12 166

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136659

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

10

ВЛИ-6 кВ от ПС 35/6 кВ «Фосфоритная» ф. 605 оп. 55б, реклоузер ПСС-10

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 11 746; Зав. № 11 749; Зав. № 11 751

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 12 163; Зав. № 12 173; Зав. № 12 164

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136498

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

11

ТП-1 НП «Брянск» РУ-6 кВ с.ш. 6 кВ яч.

6

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 2149; Зав. № 1609; Зав. № 1690

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3002755; Зав. № 3002738; Зав. № 3012516

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136118

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

12

НП «Брянск» ТП-2 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ, ООО «Транснефть-Логистика» (ЗАО «ТНП»)

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1111120682

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8

активная

реактивная

13

Блок-бокс, щитовая № 1,ОАО «МТС»

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1111120606

СИКОН С70 Зав. № 06773

HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8

активная

реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (± 8), %

Погрешность в рабочих условиях, (± 8), %

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

3

4

5

6

7

8

1, 2, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1н1<11<1,21н1

1,2

1,4

2,3

1,8

2,1

2,8

0,21и1<11<1н1

1,2

1,4

2,3

1,8

2,1

2,8

0,051н1<11<0,21н1

1,5

1,8

3,2

2,0

2,3

3,4

0,021н1<11<0,051н1

2,6

3,1

5,5

2,9

3,4

5,7

3, 4, 12, 13

(Сч 1,0)

1н1<11<1,21н1

1,1

1,1

1,1

3,1

3,1

3,1

0,21н1<11<1н1

1,1

1,1

1,1

3,1

3,1

3,1

0,051н1<11<0,21н1

1,3

1,4

1,7

3,4

3,4

3,4

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (± 8), %

Погрешность в рабочих условиях, (± 8), %

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

3

4

5

6

7

8

1, 2, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0 (ГОСТ Р 52425-2005))

1н1<11<1,21н1

2,8

2,1

1,6

4,3

3,8

3,4

0,21н1<11<1н1

2,8

2,1

1,6

4,3

3,8

3,4

0,051н1<11<0,21н1

3,8

2,8

1,9

5,0

4,2

3,6

0,021н1<11<0,051н1

6,6

4,6

3,0

7,3

5,6

4,3

3, 4, 12, 13

(Сч 2,0 (ГОСТ Р 52425-2005))

1н1<11<1,21н1

2,4

2,2

2,2

5,9

5,9

5,9

0,21н1<11<1н1

2,4

2,2

2,2

5,9

5,9

5,9

0,051н1<11<0,21н1

2,8

2,8

2,8

6,1

6,1

6,1

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:

диапазон напряжения (0,98 - 1,02) ином;

диапазон силы тока (1 - 1,2) 1ном,

частота (50±0,15) Гц;

коэффициент мощности cosф = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды:

ТТ и ТН от минус 40 до плюс 50 °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;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети:

диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh1;

диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1;

коэффициент мощности cosф(smф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети:

диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2;

диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2;

коэффициент мощности cosф(smф) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60 °C;

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

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т =

165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.20 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер HP Proliant BL 460c Gen8, HP Proliant BL 460c G6 - среднее время наработки на отказ не менее TG6=261163, TGen8=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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, 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);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 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 - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 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) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по НП «Брянск» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока проходной

ТПОЛ-10

47958-11

6

Трансформатор тока опорный

ТОЛ-10-I

47959-11

3

Трансформатор тока

ТЛО-10

25433-11

18

Трансформатор напряжения антирезонансный трехфазный

НАМИ-10-95

УХЛ2

20186-00

1

Трансформатор напряжения заземляемые

ЗНОЛ.06-6

46738-11

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-ЭК-10

47583-11

18

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-12

9

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

46634-11

4

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Сервер точного времени

ССВ-1Г

39485-08

2

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-05

1

Программное обеспечение

ПК "Энергосфера"

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55293-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по НП «Брянск». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.08.2013 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»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчика СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

- ПСЧ-4ТМ.05МК.20 - по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.167 РЭ утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;

- 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.;

- 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 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по НП «Брянск» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по НП «Брянск»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 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.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание