Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Транссибнефть" по объекту Рыбинская ЛПДС
| Номер в ГРСИ РФ: | 57911-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НоваСистемс", г.Уфа |
| 57911-14: Описание типа СИ | Скачать | 118.4 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АИИС КУЭ ОАО ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Транссибнефть» по объекту Рыбинская ЛПДС (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 57911-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Транссибнефть" по объекту Рыбинская ЛПДС |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1104 п. 20 от 22.07.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "НоваСистемс", г.Уфа
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 57911-14 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 57911-14: Описание типа СИ | Скачать | 118.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Транссибнефть» по объекту Рыбинская ЛПДС (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 измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 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 - 5.
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-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 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.
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 счетчиков 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 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 ЭЦП субъекта рынка.
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, (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 УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится не реже 1 раза в сутки. Синхронизация часов УСПД с УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки 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.
В случае неисправности или ремонта УСВ-2 УСПД имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
ПО 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 ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
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 2 - 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 и технические характеристики приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ.
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Сервер | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Рыбинская ЛПДС | |||||||
|
1 |
ЗРУ-1 6 кВ, 1 СШ, яч. № 9, Ввод № 1 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25433-06 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С 70 Рег. № 28822-05; УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
HP ProLiant ВL460; ССВ-1Г Рег. № 39485-08 |
активная реактивная |
|
2 |
ЗРУ-1 6 кВ, 2 СШ, яч. № 27, Ввод № 2 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. № 25433-06 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
3 |
ЗРУ-1 6 кВ, 1 СШ, яч. № 16, Жилпоселок |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 25433-03 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
4 |
ЗРУ-1 6 кВ, 1 СШ, яч. № 3, ТСН-1 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 50/5 Рег. № 15174-01 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5 |
ЗРУ-1 6 кВ, 2 СШ, яч. № 33, ТСН-2 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 50/5 Рег. № 15174-01 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С 70 Рег. № 28822-05; УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
HP ProLiant ВL460; ССВ-1Г Рег. № 39485-08 |
активная реактивная |
|
6 |
ЗРУ-2 6 кВ, 1 СШ, яч. № 7, Ввод № 1 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 30709-07 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6300/^3:100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
7 |
ЗРУ-2 6 кВ, 2 СШ, яч. № 30, Ввод № 2 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 30709-07 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6300/^3:100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
8 |
ЗРУ-2 6 кВ, 1 СШ, яч. № 17, Жилпоселок |
ТЛО-10 Фаза А Кл. т. 0,5 Фаза В Кл. т. 0,5S Фаза С Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 25433-03 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6300/^3:100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
9 |
ЗРУ-2 6 кВ, 2 СШ, яч. № 36, ТСН-2 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
10 |
ЗРУ-2 6 кВ, 1 СШ, яч. № 1, ТСН-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
аблица 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 - 3, 6 - 7 (Сч 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
|
0,2Ihi<Ii<Ihi |
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 | |
|
0,02Ihi<Ii<0,05Ihi |
2,4 |
2,9 |
5,5 |
2,4 |
3,0 |
5,5 | |
|
4 - 5, 9 - 10 (Сч 0,2S; ТТ 0,5S) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
0,8 |
1,0 |
1,8 |
1,0 |
1,2 |
1,9 |
|
0,2Ihi<Ii<Ihi |
0,8 |
1,0 |
1,8 |
1,0 |
1,2 |
1,9 | |
|
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
1,2 |
1,4 |
2,7 |
1,3 |
1,6 |
2,8 | |
|
0,02Ihi<Ii<0,05Ihi |
2,2 |
2,8 |
5,3 |
2,3 |
2,9 |
5,4 | |
|
8 (Сч 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
|
0,2Ihi<Ii<Ihi |
1,3 |
1,6 |
3,0 |
1,5 |
1,7 |
3,0 | |
|
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
2,3 |
2,9 |
5,5 |
2,4 |
3,0 |
5,5 | |
аблица 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 - 3, 6 - 7 (Сч 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
2,6 |
1,9 |
1,2 |
2,7 |
2,0 |
1,4 |
|
0,2Ihi<Ii<Ihi |
2,6 |
1,9 |
1,2 |
2,7 |
2,0 |
1,5 | |
|
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
3,6 |
2,5 |
1,6 |
3,7 |
2,7 |
1,8 | |
|
0,02Ihi<Ii<0,05Ihi |
6,6 |
4,6 |
2,7 |
6,8 |
4,8 |
3,0 | |
|
4 - 5, 9 - 10 (Сч 0,5; ТТ 0,5S) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
2,2 |
1,5 |
1,0 |
2,3 |
1,7 |
1,2 |
|
0,2Ihi<Ii<Ihi |
2,2 |
1,5 |
1,0 |
2,3 |
1,7 |
1,3 | |
|
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
3,3 |
2,3 |
1,4 |
3,4 |
2,5 |
1,7 | |
|
0,02Ihi<Ii<0,05Ihi |
6,4 |
4,4 |
2,6 |
6,7 |
4,7 |
2,9 | |
|
8 (Сч 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
2,6 |
1,9 |
1,2 |
2,7 |
2,0 |
1,4 |
|
0,2Ihi<Ii<Ihi |
3,5 |
2,4 |
1,5 |
3,6 |
2,6 |
1,7 | |
|
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
6,4 |
4,4 |
2,6 |
6,5 |
4,5 |
2,7 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±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. 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 АО «Транснефть -Западная Сибирь» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4. Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха
в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +35 °С.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
10 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
98 до 102 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от -40 до +50 от +21 до +25 от +10 до +30 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +60 от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД: - HP Pro-Liant BL46O G6: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч - HP Pro-Liant BL46O Gen8, HP ProLiant DL360p Gen8: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
90000 2 70000 2 35000 2 261163 0,5 264599 0,5 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, |
113 |
|
сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее |
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.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (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 «Транссибнефть» по объекту Рыбинская ЛПДС типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
|
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ | |||
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
25433-03 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
25433-06 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
15174-01 |
6 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
52667-13 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
30709-07 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
3344-72 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
3344-04 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.08 |
27524-04 |
4 |
|
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 |
|
Сервер с ПО |
ПО «Энергосфера» |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 57911-14 с изменением № 1 |
- |
1 |
|
Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57911-14 с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Транссибнефть» по объекту Рыбинская ЛПДС. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01.02.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216 «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.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного времени ССВ-1Г. Методика поверки» ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- 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%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
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) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Транссибнефть» по объекту Рыбинская ЛПДС, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225- 2011 от 25.09.2011 г., 119361, Москва, ул. Озерная, 46.
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.
Смотрите также
