Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"
Номер в ГРСИ РФ: | 66916-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК «Аганнефтегазгеология» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 66916-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК "Аганнефтегазгеология" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 297 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
Поверка
Зарегистрировано поверок | 9 |
Найдено поверителей | 3 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 9 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
66916-17: Описание типа СИ | Скачать | 124.4 КБ | |
66916-17: Методика поверки МП 206.1-013-2017 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК «Аганнефтегазгеология» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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), которые включают в себя 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 таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ОАО МПК «Аганнефтегазгеология», включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ-3), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру и АРМ энергосбытовой организации - субъкта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК ОАО МПК «Аганнефтегазгеология» при помощи удаленного доступа по сети Internet.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭЦП. АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-3 не более ±1 с. УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ-3 более чем на ± 1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационные наименования модулей ПО |
CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Федеральный информационный фонд за № 21906-11.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ПЛУ-35 кВ №2 | |||||||
1 |
ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ ф.№3 |
TB-35-II-4 У2 Кл. т. 0,2S 400/5 Зав. № 64; Зав. № 65; Зав. № 66 |
ЗНОМ-35-65 У1 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 198330807; Зав. № 133952; Зав. № 1285055 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808111028 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,8 ±3,9 |
2 |
ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ ф.№1 |
TB-35-II-4 У2 Кл. т. 0,2S 400/5 Зав. № 67; Зав. № 68; Зав. № 69 |
ЗНОМ-35-65 У1 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1339643; Зав. № 1340732; Зав. № 1190707 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805123028 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,8 ±3,9 |
ПС 35/6 кВ «Рославльская» | |||||||
3 |
ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.102 |
ТОЛ-10-1-8 У2 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 2680; Зав. № 2811 |
ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4002241; Зав. № 4002243; Зав. № 4002244 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808160978 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
4 |
ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.202 |
ТОЛ-10-1-8 У2 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 2816; Зав. № 2814 |
ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4002182; Зав. № 4002190; Зав. № 4002184 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161799 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
5 |
ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.2 |
АВК 10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 14828/78; Зав. № 16543/78 |
ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4002171; Зав. № 4002194; Зав. № 4002195 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161820 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
6 |
ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.12 |
IMZ10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 18232/88; АВК 10 Зав. № 13781/85 |
ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4002246; Зав. № 4002237; Зав. № 4002212 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161644 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
7 |
ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.105 |
IMZ10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 14749/89; Зав. № 12845/89; Зав. № 12827/89 |
ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4002241; Зав. № 4002243; Зав. № 4002244 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161066 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
8 |
ТСН-3 250 кВА, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ОАО МПК «АНГГ» |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 310104; Зав. № 310103; Зав. № 310102 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130682 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,4 |
9 |
ввод 0,23 кВ ТСН-1 63 кВА |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 309535; Зав. № 309536; Зав. № 309537 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808162460 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,4 |
10 |
ввод 0,23 кВ ТСН-2 63 кВА |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 309544; Зав. № 309545; Зав. № 309546 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130654 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,4 |
11 |
ввод 0,23 кВ ТСН-3 63 кВА |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 309541; Зав. № 309542; Зав. № 309543 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130265 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
12 |
ввод 0,23 кВ ТСН-4 63 кВА |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 070877; Зав. № 070879; Зав. № 070878 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130244 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,4 |
13 |
ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.113 |
АВК 10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 2028/79; Зав. № 2018/79; Зав. № 2007/79 |
ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4002241; Зав. № 4002243; Зав. № 4002244 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808160936 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
ПС 35/6 кВ «Лесная» | |||||||
14 |
ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.№4 |
ТОЛ-10-1-2 У2 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 2740; Зав. № 6097 |
ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 1002691; Зав. № 1002693; Зав. № 1002695 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808160935 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
15 |
ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.№10 |
ТЛМ-10-2У3 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 1117; Зав. № 6066 |
ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6800; Зав. № 6802; Зав. № 6777 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161084 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
КТПН №28 6/0,4 кВ | |||||||
16 |
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 360143; Зав. № 360138; Зав. № 360133 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107161722 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±4,1 ±6,9 |
ПС 35/6 кВ «Мохтиковская» | |||||||
17 |
КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 10274; Зав. № 9164 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 22132; Зав. № 22413; Зав. № 00344 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161785 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
18 |
КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.14 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 9224; Зав. № 9186 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 22432; Зав. № 22415; Зав. № 10344 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808161819 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
19 |
ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 141483; Зав. № 141486; Зав. № 141489 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803130192 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
20 |
ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 141484; Зав. № 141487; Зав. № 141490 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808130562 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,4 |
ПС 110/6 кВ «Западный Могутлор» | |||||||
21 |
ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
SB 0,8 Кл. т. 0,5S 50/5 Зав. № 13185607; Зав. № 13185610; Зав. № 13185613 |
CPB 123 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 8681416; Зав. № 8681417; Зав. № 8681418 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806164452 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,5 |
КТПН-2х400 кВА 6/0,4 кВ | |||||||
22 |
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 310110; Зав. № 310109; Зав. № 310108 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107160691 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±4,1 ±6,9 |
23 |
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 310113; Зав. № 310112; Зав. № 310111 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107161666 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±4,1 ±6,9 |
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 в рабочих условиях указана для cos9=0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1-23 от минус 40 до плюс 60 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
23 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 100- до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды, °C |
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, °C |
от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C: |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, °C |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - СЭТ-4ТМ.03М |
140000 |
- СЭТ-4ТМ.03М; СЭТ-4ТМ.03М.08; ПСЧ-4ТМ.05МК.04; ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
TB-35-II-4 У2 |
46101-10 |
6 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-8 У2 |
15128-07 |
4 |
Трансформатор тока |
АВК 10 |
47171-11 |
6 |
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
IMZ10 |
16048-97 |
4 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
52667-13 |
30 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
15128-07 |
2 |
Трансформатор тока |
ТЛМ-10-2У3 |
2473-69 |
2 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
38395-08 |
4 |
Трансформатор тока |
SB 0,8 |
55006-13 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65У1 |
912-70 |
6 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-6У2 |
23544-07 |
18 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
3344-04 |
6 |
Трансформатор напряжения |
CPB 123 |
15853-96 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
11 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
36697-12 |
7 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
46634-11 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.О5МК.О4.О1 |
46634-11 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
51644-12 |
1 |
Программное обеспечение |
ПО «Пирамида 2000» |
- |
1 |
Сервер БД |
HP ProLiant DL160 Gen9 |
- |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-013-2017 |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-013-2017 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК «Аганнефтегазгеология». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 27.01.2017 г.
Основные средства 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 МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя »;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- 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» декабря 2007 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.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.08 - 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.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта2011 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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%;
- 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) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК «Аганнефтегазгеология», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 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