Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Харампурнефтегаз» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и хранения данных (сервер) с программным комплексом (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», радиочасы, каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на соответствующие УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, формирование, хранение и передача полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД передается при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Один раз в сутки сервер автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в виде xml-файлов установленных форматов. Файл с результатами измерений по электронной почте автоматически направляется от сервера на АРМ ООО «РН-Энерго».
Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, радиочасы.
Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенными к нему радиочасами) осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении с радиочасами на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД и часов сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера 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 программный комплекс (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | AtsImp Exp.exe | ServiceDataCa pture.exe | Account.exe | Reports2.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 | 1.9 | 1.9 | 2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 441FAA98D1 24CA27E2F6E 6EF74DE310F | A690894B54A 29D9B29D711 A1E0A1C931 | B42BD86D02A EEACE89A7A0 14D2982E26 | 07E588A4636 97A9229B4A 4E02385BD54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование | | | | | Сервер/ | Вид электри | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Радиочасы | ческой энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 110 кВ Южно- | ТОЛ-35 III-IV | ЗНОМ-36-65 | | | | Актив- | | |
| | Харампурская, | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Омь-40 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 1 | ОРУ-35 кВ 1СШ 35 | 400/5 | 35000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № | | | | |
| | кВ, ВЛ-35 кВ Юж- | Рег. № 34016-07 | Рег. № 912-70 | Рег. № 36697-12 | 19815-00 | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | ная-1 | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Южно- | ТОЛ-35 III-IV | ЗНОМ-36-65 | | | | Актив- | | |
| | Харампурская, | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Омь-40 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 2 | ОРУ-35 кВ 1СШ 35 | 400/5 | 35000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № | HP ProLiant | | | |
| | кВ, ВЛ-35 кВ Та- | Рег. № 34016-07 | Рег. № 912-70 | Рег. № 36697-12 | 19815-00 | DL380 G5 | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | ежная-1 | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18, 1СШ 6 кВ, яч.4 | ТОЛ 10ХЛЗ | НОМ-6 | | | МИР РЧ-01 | Актив- | | |
| 3 | Кл.т. 0,5 1500/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | Омь-40 Рег. № | Рег. № 27008-04 | ная | 1,1 | 3,0 |
| | Рег. № 7069-82 | Рег. № 159-49 | Рег. № 36697-17 | 19815-00 | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; С | | | | тивная | | |
| 4 | ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18, ввод 6 кВ ТСН-1 | ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-82 Фазы: А; С | НОМ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 Фазы: А; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Омь-40 Рег. № 19815-00 | | Актив ная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 110 кВ Южно- | ТОЛ-35 III-IV | ЗНОМ-36-65 | | | | Актив- | | |
| | Харампурская, | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Омь-40 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 5 | ОРУ-35 кВ 2СШ | 400/5 | 35000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № | | | | |
| | 35 кВ, ВЛ-35 кВ | Рег. № 34016-07 | Рег. № 912-70 | Рег. № 36697-12 | 19815-00 | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | Южная-2 | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Южно- | ТОЛ-35 III-IV | ЗНОМ-36-65 | | | | Актив- | | |
| | Харампурская, | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Омь-40 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 6 | ОРУ-35 кВ 2СШ | 300/5 | 35000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № | | | | |
| | 35 кВ, ВЛ-35 кВ | Рег. № 34016-07 | Рег. № 912-70 | Рег. № 36697-12 | 19815-00 | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | Таежная-2 | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18 2СШ 6 кВ, яч.13 | ТОЛ 10ХЛЗ | НОМ-6 | | | | Актив- | | |
| 7 | Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-82 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Омь-40 Рег. № 19815-00 | HP ProLiant DL380 G5 | ная Реак- | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18, ввод 6 кВ ТСН-2 | ТОЛ 10ХЛЗ | НОМ-6 | | | МИР РЧ-01 | Актив- | | |
| 8 | Кл.т. 0,5 300/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | Омь-40 Рег. № | Рег. № 27008-04 | ная | 1,1 | 3,0 |
| | Рег. № 7069-82 Фазы: А; С | Рег. № 159-49 Фазы: А; С | Рег. № 36697-17 | 19815-00 | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| | ПС 110 кВ Харам- | ТОЛ-35 | НАМИ-35 УХЛ1 | | | | Актив- | | |
| | пурская, | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Омь-40 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 9 | ОРУ-35 кВ 1СШ | 300/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № | | | | |
| | 35 кВ, ВЛ-35 кВ | Рег. № 21256-07 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 36697-12 | 19815-00 | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | Пионерская-1 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Харам- | ТОЛ-35 | НАМИ-35 УХЛ1 | | | | Актив- | | |
| | пурская, | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Омь-40 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 10 | ОРУ-35 кВ 1СШ | 400/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № | | | | |
| | 35 кВ, ВЛ-35 кВ | Рег. № 21256-07 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 36697-12 | 19815-00 | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | Волжская 1 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 11 | ПС 110 кВ Харам-пурская, ЗРУ-6 кВ КНС-16 1СШ 6 кВ, яч.13 | ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 1500/5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | Омь-40 Рег. № | | Актив ная | 1,0 | 2,9 |
| | Рег. № 7069-82 Фазы: А; С | Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | Рег. № 36697-17 | 19815-00 | | Реак тивная | 2,0 | 4,6 |
| 12 | ПС 110 кВ Харам-пурская, ЗРУ-6 кВ КНС-16, ввод 6 кВ ТСН-1 | ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 300/5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | Омь-40 Рег. № | | Актив ная | 1,0 | 2,9 |
| | Рег. № 7069-82 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 36697-17 | 19815-00 | | Реак- | 2,0 | 4,6 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Харам- | ТФЗМ-35А-У1 | НАМИ-35 УХЛ1 | | | | Актив- | | |
| | пурская, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Омь-40 | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 13 | ОРУ-35 кВ 2СШ | 300/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № | HP ProLiant DL380 G5 | | | |
| | 35 кВ, ВЛ-35 кВ | Рег. № 3690-73 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 36697-12 | 19815-00 | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | Пионерская-2 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Харам-пурская, | ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | Омь-40 | МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04 | Актив ная | 1,1 | 3,0 |
| 14 | ОРУ-35 кВ 2СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Волжская 2 | 400/5 Рег. № 21256-07 Фазы: А; С | 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Рег. № 19815-00 | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| | | ТОЛ 10ХЛЗ | | | | | | | |
| | | Кл.т. 0,5 | | | | | | | |
| | | 1500/5 | | | | | | | |
| 15 | ПС 110 кВ Харам-пурская, ЗРУ-6 кВ КНС-16 2СШ 6 кВ, яч.4 | Рег. № 7069-82 Фазы: А | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | Омь-40 Рег. № | | Актив ная | 1,0 | 2,9 |
| | ТВЛ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 1856-63 Фазы: С | Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | Рег. № 36697-17 | 19815-00 | | Реак тивная | 2,0 | 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 16 | ПС 110 кВ Харам-пурская, ЗРУ-6 кВ КНС-16, ввод 6 кВ ТСН-2 | ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-82 Фазы: А; С | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Омь-40 Рег. № 19815-00 | HP ProLiant DL380 G5 МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2,9 4,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14 для тока 2 % от !ном, для остальных ИК для тока
5 % от !ном, cosj = 0,8инд.
4 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. Допускается замена УСПД, радиочасов на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 16 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14 для остальных ИК коэффициент мощности еоБф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14 для остальных ИК коэффициент мощности еоБф частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от 0 до +30 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для радиочасов: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 220000 2 55000 2 55000 2 70536 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее | 113 10 |
| 1 | 2 |
| для УСПД: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для сервера: | |
| 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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-35 III-IV | 8 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10ХЛЗ | 15 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-35 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-36-65 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 16 |
| Контроллеры | Омь-40 | 2 |
| Радиочасы | МИР РЧ-01 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL380 G5 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-233-2020 | 1 |
| Формуляр | РН.770652.001.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-233-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Харампурнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 05.02.2020 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Харампурнефтегаз», свидетельство об аттестации № 266/RA.RU.312078/2020.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Харампурнефтегаз»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
77995-20: Методика поверки МП ЭПР-233-2020Скачать10.0 Мб