Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Сибтранснефтепродукт" по ЛПДС "Татарская
Номер в ГРСИ РФ: | 55350-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
55350-13: Описание типа СИ | Скачать | 119.9 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 55350-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Сибтранснефтепродукт" по ЛПДС "Татарская |
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 1223 п. 58 от 28.10.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 55350-13 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 10 |
Найдено поверителей | 8 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 10 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 01.12.2024 |
Поверители
Скачать
55350-13: Описание типа СИ | Скачать | 119.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибтранснефтепродукт» по ЛПДС «Татарская» (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), которые 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-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.
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-1 Г 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 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.
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, (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. Погрешность часов компонентов АИ-ИС 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 |
- е сф ° н «Э |
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.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4 Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ_
Но мер Ик |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Сервер | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ЛПДС «Татарская» | |||||||
1 |
ТП 10/6 кВ, ЛПДС «Татарская» ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.5 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S 300/5 Зав. № 27898; Зав. № 27899; Зав. № 27900 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2376130000002 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130061 |
СИКОН С70 Зав. № 06843 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
2 |
ТП 10/6 кВ, ЛПДС «Татарская» ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.7 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S 300/5 Зав. № 27901; Зав. № 27902; Зав. № 27903 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2376130000002 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131023 |
СИКОН С70 Зав. № 06843 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
3 |
ТП 10/6 кВ, ЛПДС «Татарская» ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.19 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S 75/5 Зав. № 27928; Зав. № 27929; Зав. № 27930 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2376130000002 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130040 |
СИКОН С70 Зав. № 06843 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
4 |
ТП 10/6 кВ, ЛПДС «Татарская» ЗРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.4 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S 75/5 Зав. № 27931; Зав. № 27932; Зав. № 27933 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2676130000001 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130782 |
СИКОН С70 Зав. № 06843 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
5 |
ТП 10/6 кВ, ЛПДС «Татарская» ЗРУ-6 кВ, II с. ш. 6 кВ, яч.10 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S 300/5 Зав. № 27904; Зав. № 27905; Зав. № 27906 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2676130000001 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130117 |
СИКОН С70 Зав. № 06843 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
6 |
ТП 10/6 кВ, ЛПДС «Татарская» ЗРУ-6 кВ, II с. ш. 6 кВ, яч.18 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S 300/5 Зав. № 27907; Зав. № 27908; Зав. № 27909 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2676130000001 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130973 |
СИКОН С70 Зав. № 06843 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
7 |
ЛПДС «Татарская», ТП-3 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ЩС ЦДП |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 S 100/5 Зав. № 000669; Зав. № 000663; Зав. № 000664 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808131141 |
СИКОН С70 Зав. № 06843 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
8 |
ЛПДС «Татарская», ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ЩС водонасосной |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 S 100/5 Зав. № 000671; Зав. № 000670; Зав. № 000665 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807130977 |
СИКОН С70 Зав. № 06843 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
9 |
ТП 10/6 кВ, ЛПДС «Татарская» ЗРУ-10 кВ, ввод №1, I с.ш. 10 кВ, яч.1-2 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S 400/5 Зав. № 27922; Зав. № 27923; Зав. № 27924 |
ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 31624; Зав. № 31625; Зав. № 31627 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130770 |
СИКОН С70 Зав. № 06843 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
10 |
ТП 10/6 кВ, ЛПДС «Татарская» ЗРУ-10 кВ, ввод №2, II с.ш. 10 кВ, яч.2-2 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 S 400/5 Зав. № 27925; Зав. № 27926; Зав. № 27927 |
ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 Зав. № 31626; Зав. № 31623; Зав. № 31622 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130993 |
СИКОН С70 Зав. № 06843 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
Метрологические характеристики ИК | |||||||
Номер ИК |
Диапазон тока |
Основная погрешность, (±5), % |
Погрешность в рабочих условиях, (±5), % | ||||
cos j = 0,9 |
cos j = 0,8 |
cos j = 0,5 |
cos j = 0,9 |
cos j = 0,8 |
cos j = 0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1, 2, 3, 4, 5, 6, 9, |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
1,2 |
1,4 |
2,3 | |
10 |
0,2!н1<[1<[н1 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,05Iн1<I1<0,2Iн1 |
1,4 |
1,6 |
3,0 |
1,5 |
1,8 |
3,1 |
0,02Iн1<I1<0,05Iн1 |
2,4 |
2,9 |
5,5 |
2,4 |
3,0 |
5,5 | |
7, 8 |
0,8 |
1,0 |
1,8 |
1,0 |
1,2 |
2,0 | |
0,2!н1<[1<[н1 |
0,8 |
1,0 |
1,8 |
1,0 |
1,2 |
2,0 | |
(ТТ 0,5S; Сч 0,2S) |
0,05Iн1<I1<0,2Iн1 |
1,2 |
1,4 |
2,7 |
1,3 |
1,6 |
2,8 |
0,02Iн1<I1<0,05Iн1 |
2,2 |
2,8 |
5,3 |
2,3 |
2,9 |
5,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (±5), % |
Погрешность в рабочих условиях, (±5), % | ||||||
cos j = 0,9 |
cos j = 0,8 |
cos j = 0,5 |
cos j = 0,9 |
cos j = 0,8 |
cos j = 0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1, 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ Р 52425-2005)) |
2,7 |
1,9 |
1,2 |
3,1 |
2,4 |
1,9 | |
0,2!н1<[1<[н1 |
2,7 |
1,9 |
1,2 |
3,1 |
2,4 |
1,9 | |
0,05Iн1<I1<0,2Iн1 |
3,6 |
2,6 |
1,6 |
4,0 |
3,0 |
2,1 | |
0,02Iн1<I1<0,05Iн1 |
6,5 |
4,5 |
2,7 |
6,7 |
4,7 |
3,0 | |
7, 8 (ТТ 0,5S; Сч 0,5 (гост Р 524252005)) |
2,2 |
1,6 |
1,0 |
2,8 |
2,2 |
1,7 | |
0,2!н1<[1<[н1 |
2,2 |
1,6 |
1,0 |
2,8 |
2,2 |
1,7 | |
0,05Iн1<I1<0,2Iн1 |
3,3 |
2,3 |
1,4 |
3,7 |
2,8 |
2,0 | |
0,02Iн1<I1<0,05Iн1 |
6,3 |
4,4 |
2,6 |
6,5 |
4,6 |
3,0 |
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 г 1,02) №ом; диапазон силы тока (1 г 1,2) Ыом, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cos j = 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;
УСПД 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 cosj(sinj) 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 cosj(sinj) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 ^ 0,5);
частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии от минус 40 °С до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С 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 «Сибтранснефтепро-дукт» 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;
- 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 ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8- среднее время наработки на отказ не менее То6=261163, ^^=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
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, 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 «Сибтранснефтепродукт» по ЛПДС «Татарская» типографским способом.
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. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
25433-11 |
24 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
51516-12 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
16687-07 |
2 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
47583-11 |
6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
8 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
36697-12 |
2 |
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 55350-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибтранснефтепродукт» по ЛПДС «Татарская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 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»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 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.;
- 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 -20 до + 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 «Сибтранснефтепродукт» по ЛПДС «Татарская» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибтранснефтепродукт» по ЛПДС «Татарская»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (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.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.