Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Афипский НПЗ», Технологическое производство №2
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Афипский НПЗ», Технологическое производство №2 (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного 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 (ТТ) и напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327L, устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка.
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 случае отсутствия ТТ и (или) ТН подключение цепей счетчика производится по проводным линиям, подключенным непосредственно к первичному источнику). В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микроконтроллере 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 1-12 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 13-20 поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИВК по сети Internet с использованием электронной подписи раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ: ИИК, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УССВ.
УССВ на основе приемника сигналов точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам ГЛОНАСС/GPS с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ более чем на ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении часов сервера и УСПД более чем на ±1 с.
Для ИК № 1-12 сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом обращении УСПД к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.
Для ИК № 13-20 сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом обращении сервера к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении часов счетчиков и сервера более чем на ±2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств с фиксацией времени до и после коррекции или величиной коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Журналы событий УСПД, сервера АИИС КУЭ отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№1360) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером в составе уровня ИВК.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»___________________________
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
аблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД / УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 | ТФМ-110 II У1 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 16023-97 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | RTU-327L Рег. № 41907-09 / УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 2 | ПС 110 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 | ТФМ-110 II У1 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 16023-97 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
| 3 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.3, КЛ-6 кВ НПЗ-3 (ф.3) | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1276-59 ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
| 4 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.11, КЛ-6 кВ НПЗ-11 (ф.11) | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.12, КЛ-6 кВ НПЗ-12 (ф.12) | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | RTU-327L Рег. № 41907-09 / УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 6 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.22, КЛ-6 кВ ф.22 | ТЛК10-5 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-01 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
| 7 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.30, КЛ-6 кВ ф.30 | ТЛК10-5 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-01 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
| 8 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.33, КЛ-6 кВ НПЗ-33 (ф.33) | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68 ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
| 9 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.39, КЛ-6 кВ НПЗ-39 (ф.39) | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
| 10 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.41, КЛ-6 кВ НПЗ-41 (ф.41) | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 11 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.9, КЛ-6 кВ ф.9 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | RTU-327L Рег. № 41907-09 / УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 12 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.35, КЛ-6 кВ ф.35 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
| 13 | РП-0,4 кВ Проходной, с.ш. 0,4 кВ, гр.4, КЛ-0,4 кВ | _ | _ | Меркурий 236 ART-02 PQRS Кл. т. 1/2 Рег. № 47560-11 | _ / УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±5,0 ±11,1 |
| 14 | ТП-580 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.2, КЛ-0,4 кВ | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 71031-18 | _ | Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 47560-11 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,9 ±6,8 | |
| 15 | ТП-580 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.10, КЛ-0,4 кВ | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 71031-18 | _ | Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 47560-11 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,9 ±6,8 | |
| 16 | ТП-227 6 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, панель №3, руб. №7, КЛ-0,4 кВ | ТОП М-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 59924-15 | _ | Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 47560-11 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,9 ±6,8 | |
| 17 | ТП-227 6 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, панель №1, руб. №2, КЛ-0,4 кВ | _ | _ | Меркурий 234 ARTMX2-01 POBR.R Кл. т. 1/2 Рег. № 75755-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±5,0 ±11,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 18 | ТП-130 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.4, КЛ-0,4 кВ | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 71031-18 | _ | Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 47560-11 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,9 ±6,8 | |
| 19 | ТП-130 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.14, КЛ-0,4 кВ | ТТЕ-А Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 73808-19 | _ | Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 47560-11 | _ / УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| 20 | РП-0,4 кВ Теплофикации, с.ш. 0,4 кВ, яч.3, КЛ-0,4 кВ | ТТЕ-А Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 73808-19 | _ | Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 47560-11 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 | |||||||
| 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 cos ф = 0,8инд, I 0,02(0,05)Jiюм и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +60 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6. Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа. 7. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: - параметры сети: - напряжение, % от ином | 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos ф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: - параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды в месте расположения: - ТТ и ТН, оС | от -45 до +40 |
| - счетчиков электроэнергии, оС | от -40 до +60 |
| - УСПД, °C | от -20 до +50 |
| - сервера, оС | от +10 до +30 |
| - УССВ, оС | от -10 до +55 |
| ежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 250000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации: Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, год, не менее | 5 |
| УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, год, не менее | 5 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, 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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадания и восстановления связи со счетчиками;
- журнал сервера:
- изменения значений результатов измерений;
- изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора не реже 1 раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТФМ-110 II У1 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛК10-5 | 4 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТОП М-0,66 У3 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТЕ-А | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 12 |
| Счетчики электрической энергии статические | Меркурий 234 ARTMX2-01 POBR.R | 1 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 236 ART-02 PQRS | 1 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 236 ART-03 PQRS | 6 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327L | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Паспорт-формуляр | РЭСС.411711.АИИС.1360 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Афипский НПЗ», Технологическое производство №2, аттестованном ООО «ПИКА», г. Владимир, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.315181.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».