Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт" по ЛПДС "Сызрань
Номер в ГРСИ РФ: | 55066-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
55066-13: Описание типа СИ | Скачать | 118.9 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 55066-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Юго-Запад транснефтепродукт" по ЛПДС "Сызрань |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1133 п. 15 от 04.10.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 55066-13 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
55066-13: Описание типа СИ | Скачать | 118.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по ЛПДС «Сызрань» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, времени, интервалов времени, 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 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 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 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.
3 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) «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 справочных 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), погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с. 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, (Госреестр 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 |
CBEB6F6CA69318BED 976E08A2BB7814B |
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
№ п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Сервер | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ЛПДС «Сызрань» | |||||||
1 |
ПС 110/35/6 кВ «Дружба» ЗРУ-6 кВ НПС «Сызрань» 1 с.ш. 6 кВ яч. 6 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5 S 1000/5 Фаза А: Зав. № 3086; Фаза С: Зав. № 3079 ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 S 1000/5 Фаза В: Зав. № 7557 |
VSR-503 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 2258265; Зав. № 2258258; Зав. № 2258259 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131355 |
СИКОН С70 Зав. № 06834 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
2 |
ПС 110/35/6 кВ «Дружба» ЗРУ-6 кВ НПС «Сызрань» 2 с.ш. 6 кВ яч. 16 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Фаза А:Зав. № 3076; Фаза С: Зав. № 3082; ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 S 1000/5 Фаза В: Зав. № 7478 |
VSR-503 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 2258266; Зав. № 2258268; Зав. № 2258267 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131418 |
СИКОН С70 Зав. № 06834 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
3 |
ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Сызрань» 1 с.ш. 6 кВ яч. 5 ф. 5 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 23114; Зав. № 23115; Зав. № 23116 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 23083; Зав. № 23084; Зав. № 23086 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136689 |
СИКОН С70 Зав. № 06834 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
4 |
ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Сызрань» 2 с.ш. 6 кВ яч. 17 ф. 17 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 23117; Зав. № 23118; Зав. № 23119 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 23079; Зав. № 23080; Зав. № 23082 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136582 |
СИКОН С70 Зав. № 06834 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
5 |
ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Сызрань» 1 с.ш. 6 кВ яч. 11 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 23126; Зав. № 23127; Зав. № 23128 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 23083; Зав. № 23084; Зав. № 23086 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136476 |
СИКОН С70 Зав. № 06834 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
6 |
ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Сызрань» 2 с.ш. 6 кВ яч. 21 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 23123; Зав. № 23124; Зав. № 23125 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 23079; Зав. № 23080; Зав. № 23082 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136668 |
СИКОН С70 Зав. № 06834 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
7 |
ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Сызрань» 1 с.ш. 6 кВ яч. 9 ф-9 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 23120; Зав. № 23121; Зав. № 23122 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 23083; Зав. № 23084; Зав. № 23086 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136755 |
СИКОН С70 Зав. № 06834 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
8 |
ЗРУ-6 кВ ЛПДС «Сызрань» 2 с.ш. 6 кВ яч. 19 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 23129; Зав. № 23130; Зав. № 23131 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 23079; Зав. № 23080; Зав. № 23082 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803136596 |
СИКОН С70 Зав. № 06834 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
9 |
ЩСУ-8 0,4 кВ 1 с.ш. 0,4 кВ |
- |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812124973 |
СИКОН С70 Зав. № 06834 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
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 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
1н1 < 11 < 1,21н1 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
1,2 |
1,5 |
2,3 |
0,2Ihi < I1 < 1н1 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
1,2 |
1,5 |
2,3 | |
0,05Ih1 < 11 < 0,2Ih1 |
1,4 |
1,6 |
3,0 |
1,5 |
1,8 |
3,0 | |
0,02Ih1 < 11 < 0,05Ih1 |
2,4 |
2,9 |
5,5 |
2,4 |
3,0 |
5,5 | |
3, 4, 5, 6, 7, 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
1н1 < 11 < 1,21н1 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
1,8 |
2,2 |
2,9 |
0,21н1 < 11 < 1н1 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
1,8 |
2,2 |
2,9 | |
0,05Ih1 < 11 < 0,2Ih1 |
1,5 |
1,8 |
3,2 |
2,0 |
2,4 |
3,5 | |
0,02Ih1 < 11 < 0,05Ih1 |
2,6 |
3,1 |
5,5 |
2,9 |
3,5 |
5,8 | |
9 (Сч 0,2S) |
0,02Ih1 < 11 < 0,05Ih1 |
0,3 |
0,3 |
0,4 |
0,7 |
0,9 |
0,9 |
0,05Ih1 < 11 < Ih1 |
0,3 |
0,4 |
0,6 |
0,7 |
1,0 |
1,0 |
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 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1, 2 (ТТ 0,5S; Сч 0,5 (ГОСТ Р 524252005)) |
1н1 < 11 < 1,21н1 |
2,7 |
1,9 |
1,2 |
3,1 |
2,6 |
2,2 |
0,21н1 < 11 < 1н1 |
2,7 |
1,9 |
1,2 |
3,1 |
2,6 |
2,2 | |
0,051н1 < 11 < 0,21н1 |
3,6 |
2,6 |
1,6 |
3,9 |
3,0 |
2,3 | |
0,021н1 < 11 < 0,051н1 |
6,5 |
4,5 |
2,7 |
6,6 |
4,8 |
3,2 | |
3, 4, 5, 6, 7, 8 (ТТ 0,5S; Сч 1,0 (ГОСТ Р 524252005)) |
Ihi < 11 < 1,21н1 |
2,8 |
2,1 |
1,6 |
4,3 |
4,0 |
3,8 |
0,21н1 < 11 < 1н1 |
2,8 |
2,1 |
1,6 |
4,3 |
4,0 |
3,8 | |
0,051н1 < 11 < 0,21н1 |
3,8 |
2,8 |
1,9 |
5,0 |
4,3 |
3,9 | |
0,021н1 < 11 < 0,051н1 |
6,6 |
4,6 |
3,0 |
7,3 |
5,7 |
4,5 | |
9 (Сч 0,5) |
0,021н1 < 11 < 0,051н1 |
0,8 |
0,7 |
0,6 |
1,7 |
1,9 |
1,9 |
0,051н1 < 11 < Ihi |
1,1 |
1,1 |
1,1 |
1,7 |
2,0 |
2,0 |
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 °С до плюс 50 °С;
счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
У СПД от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
ИВК от плюс 10 °С 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) ин1;
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) ин2;
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 СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C 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 °С до плюс 35 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) 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 =
140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время
восстановления работоспособности te = 2 ч;
- сервер HP Proliant BL 460c Gen8, HP Proliant BL 460c G6 - среднее время наработки на отказ не менее TG6=261163, TG8=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
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 ЛПДС «Сызрань» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
30709-05 |
4 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
1261-08 |
2 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
25433-11 |
18 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
47583-11 |
6 |
Трансформатор напряжения |
VSR-503 |
54349-13 |
6 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
2 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
6 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
36697-12 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
28822-05 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Сервер точного времени |
ССВ-1Г |
39485-08 |
2 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55066-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по ЛПДС «Сызрань». Методика поверки», утвержденному ИЦ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2013 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1»;
- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.000 И1»;
- 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;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
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 ЛПДС «Сызрань» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по ЛПДС «Сызрань»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г., 600026, Россия, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8.
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
Осуществление торговли и товарообменных операций.