Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» ВОЛМА») (далее - 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), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и 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 (ИВК) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» ВОЛМА»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УССВ-35HVS (далее -УССВ-35HVS), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка.
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, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС», филиалы АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-35HVS, на основе приемника сигналов точного времени от (спутников глобальной системы позиционирования GPS). Погрешность часов УССВ-35HVS не более ±1 с. УССВ-35HVS обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ-35HVS более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера (БД) АИИС КУЭ 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 «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.04, в состав которого входят 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 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.07.04 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о я | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Вид электроэнергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ООО «ВОЛМА» (г.Волгоград) |
| | ТП-512 6 кВ, | ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 1 | РУ-6 кВ, 1 с.ш. | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | | | |
| | 6кВ, яч.11 | 600/5 | 6000/100 | | реактивная | ±2,8 | ±5,3 |
| 2 | ТП-512 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6кВ, яч.24 | ТЛК-10 Кл. т. 0,5 600/5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 |
| | ТП-512 6 кВ, | ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±2,3 |
| 3 | РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6кВ, яч.14 | Кл. т. 0,2S 600/5 | Кл. т. 0,5 6000/100 | - | реактивная | ±2,0 | ±5,1 |
| | ТП-512 6 кВ, | ТОЛ-10 | НТМИ-6 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 4 | РУ-6 кВ, 1 с.ш. | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | | | |
| | 6кВ, яч.25 | 200/5 | 6000/100 | | реактивная | ±2,8 | ±5,3 |
| | | | О О 0 В Л А- 1 | Челябинск» | | | | |
| | ТП №257 10 кВ, | ТОЛ-10-I | ЗНОЛПМИ-10УХЛ2 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 5 | РУ-10 кВ, с.ш. 10кВ, Яч.5 | Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | - | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ООО «ВОЛМА-Воскресенск» |
| | ПС-737 110 кВ | ТПОЛ-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 6 | Неверово, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.26 | Кл. т. 0,5 1000/5 | Кл. т. 0,5 6000/100 | - | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-737 110 кВ | ТПОЛ-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 7 | Неверово, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.8а | Кл. т. 0,5 1500/5 | Кл. т. 0,5 6000/100 | - | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ПС-737 110 кВ | ТПОЛ-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 8 | Неверово, РУ-6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч.35 | Кл. т. 0,5 1000/5 | Кл. т. 0,5 6000/100 | - | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| 9 | ПС-737 110 кВ Неверово, РУ-6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.58а | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| | РП-137 6 кВ, | ТПОЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 10 | РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 9 | Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,5 6000/100 | - | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | РП-137 6 кВ, | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 11 | РУ-6 кВ, I с.ш. | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | | | |
| | 6 кВ, яч. 11 | 150/5 | 6000/100 | | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | РП-137 6 кВ, | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 12 | РУ-6 кВ, II с.ш. | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | | | |
| | 6 кВ, яч. 12 | 150/5 | 6000/100 | | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | РП-137 6 кВ, | ТПОЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 13 | РУ-6 кВ, II с.ш. | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | | | |
| | 6 кВ, яч. 10 | 200/5 | 6000/100 | | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | КТП 147 6 кВ, | ТШП-0,66 | | ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| 14 | РУ-0,4 кВ, | Кл. т. 0,5 | - | - | | | |
| | Ввод 0,4 кВ Т1 | 2000/5 | | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| 15 | КТП 151 6 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 | | Кл. т. 0,5S/1,0 | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| 16 | КТП 151 6 кВ, РУ-0,4 кВ, | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| II с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т2 | | Кл. т. 0,5S/1,0 | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| 17 | КТП 148 6 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. | ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 3000/5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 | | Кл. т. 0,5S/1,0 | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| 18 | КТП 148 6 кВ, РУ-0,4 кВ, | ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 3000/5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| II с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т2 | | Кл. т. 0,5S/1,0 | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| ООО «ВОЛМ | А-ВТР» |
| | КПП-1 10 кВ, | ТЛК10-5 | НАМИТ-10-2 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 19 | РУ-10 кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | | | |
| | 1 СШ-10кВ, Яч.13 | 200/5 | 10000/100 | | реактивная | ±2,6 | ±4,6 |
| | КПП-1 10 кВ, | ТЛК10-5 | НАМИТ-10-2 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 20 | РУ-10 кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | - | | | |
| | 2 СШ-10кВ, Яч.18 | 200/5 | 10000/100 | | реактивная | ±2,6 | ±4,6 |
| 21 | РП-10 кВ ООО «ВОЛМА-ВТР», РУ-10 кВ, 1 СШ-10кВ, Яч.23 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл. т. 0,2S/0,5 | | активная | ±0,9 | ±2,9 |
| | 150/5 | 10000/100 | | реактивная | ±2,3 | ±4,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 22 | РП-10 кВ ООО «ВОЛМА- | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2-12 | | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| ВТР», РУ-10 кВ, 2 СШ-10кВ, Яч.19 | Кл. т. 0,2S/0,5 | | реактивная | ±2,6 | ±4,6 |
| | КТП-4А 10 кВ, | ТПЛ-10 | НАМИ-10 | СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл. т. 0,2S/0,5 | | активная | ±0,9 | ±2,9 |
| 23 | РУ-10 кВ, 1 СШ-10кВ, Яч.3 | Кл. т. 0,5 150/5 | Кл. т. 0,2 10000/100 | - | реактивная | ±2,3 | ±4,5 |
| | КТП-4А 10 кВ, | Т-0,66 | | ПСЧ-4ТМ.05М.10 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| 24 | РУ-0,4 кВ, | Кл. т. 0,5 | - | - | | | |
| | 1 СШ-0,4кВ, Гр.2 | 300/5 | | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| | ТП-2 10 кВ, | Т-0,66 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| 25 | РУ-0,4 кВ, 1 СШ-0,4кВ, ШР-1 | Кл. т. 0,5 800/5 | - | - | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| | ТП-2 10 кВ, | Т-0,66 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| 26 | РУ-0,4 кВ, | Кл. т. 0,5 | - | - | | | |
| | 2 СШ-0,4кВ, ШР-2 | 800/5 | | | реактивная | ±2,4 | ±5,6 |
| 27 | РП-10 кВ ООО «ВОЛМА- | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2-12 | | активная | ±1,1 | ±3,2 |
| ВТР», РУ-10 кВ, 2 СШ-10кВ, Яч.18 | Кл. т. 0,2S/0,5 | | реактивная | ±2,6 | ±4,6 |
| 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 cos9 = 0,8 инд I=0,02 (0,05) !ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 27 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена устройства синхронизации системного времени УССВ-35HVS на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 27 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 (5) 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, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТM.02.2-12, СЭТ-4ТM.02.2-14 | 90000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05M, ПСЧ-4ТM.05M.12, ПСЧ-4ТM.05M.17, ПСЧ-4ТM.05M.04, ПСЧ-4ТM.05M.10 | 140000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01 | 140000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03 | 90000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| 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;
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) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» «ВОЛМА») 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 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-02 | 18 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 9143-06 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 7069-02 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 15128-03 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 10 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 47957-11 | 9 |
| Трансформатор тока | ТШЛ-0,66 | 3422-06 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК10-5 | 9143-01 | 4 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 17551-06 | 3 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 52667-13 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 38395-08 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМИ-10УХЛ2 | 35505-07 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 16687-02 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 831-69 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02.2-12 | 20175-01 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02.2-14 | 20175-01 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М | 36355-07 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.12 | 36355-07 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-08 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.17 | 36355-07 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 36355-07 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.10 | 36355-07 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 64450-16 | 2 |
| Сервер | Dell PowerEdge R220 | - | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-35HVS | - | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-081-2018 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.522 ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-081-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» «ВОЛМА»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30.03.2018 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»;
- 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-4ТM.02.2-12, СЭТ-4ТM.02.2-14 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05M, ПСЧ-4ТM.05M.12, ПСЧ-4ТM.05M.17, ПСЧ-4ТM.05M.04, ПСЧ-4ТM.05M.10 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 - 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-4ТM.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.04 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.311): 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%.
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) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» «ВОЛМА»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» «ВОЛМА»)
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
71399-18: Методика поверки МП 206.1-081-2018Скачать2.3 Мб