Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС" (для электроснабжения филиалов ООО "УК" ВОЛМА")
Номер в ГРСИ РФ: | 71399-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
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.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 71399-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС" (для электроснабжения филиалов ООО "УК" ВОЛМА") |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 522 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 8 |
Найдено поверителей | 4 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
71399-18: Описание типа СИ | Скачать | 144.5 КБ | |
71399-18: Методика поверки МП 206.1-081-2018 | Скачать | 2.3 MБ |
Описание типа
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 yCCB-35HVS (далее -yCCB-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 yCCB-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.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ООО «ВОЛМА» (г.Волгоград) | ||||||||
1 |
ТП-512 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6кВ, яч.11 |
ТПОЛ-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 |
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 |
3 |
ТП-512 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6кВ, яч.14 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,2S 600/5 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±2,3 ±5,1 |
4 |
ТП-512 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6кВ, яч.25 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 |
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 |
ООО «ВОЛМА- Челябинск» | ||||||||
5 |
ТП №257 10 кВ, РУ-10 кВ, с.ш. 10кВ, Яч.5 |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 200/5 |
ЗНОЛПМИ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ООО «ВОЛМА-Воскресенск» | ||||||||
6 |
ПС-737 110 кВ Неверово, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.26 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 |
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 |
7 |
ПС-737 110 кВ Неверово, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.8а |
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 |
8 |
ПС-737 110 кВ Неверово, РУ-6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч.35 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 |
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 |
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 |
10 |
РП-137 6 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 9 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
11 |
РП-137 6 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 11 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
12 |
РП-137 6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч. 12 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
13 |
РП-137 6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч. 10 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
14 |
КТП 147 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 2000/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
15 |
КТП 151 6 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
16 |
КТП 151 6 кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т2 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
17 |
КТП 148 6 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 |
ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 3000/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
18 |
КТП 148 6 кВ, РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т2 |
ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 3000/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
ООО «ВОЛМ |
А-ВТР» | |||||||
19 |
КПП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ-10кВ, Яч.13 |
ТЛК10-5 Кл. т. 0,5 200/5 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,6 |
20 |
КПП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ-10кВ, Яч.18 |
ТЛК10-5 Кл. т. 0,5 200/5 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,6 |
21 |
РП-10 кВ ООО «ВОЛМА-ВТР», РУ-10 кВ, 1 СШ-10кВ, Яч.23 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,9 ±4,5 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
22 |
РП-10 кВ ООО «ВОЛМА-ВТР», РУ-10 кВ, 2 СШ-10кВ, Яч.19 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,6 |
23 |
КТП-4А 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ-10кВ, Яч.3 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,9 ±4,5 |
24 |
КТП-4А 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ-0,4кВ, Гр.2 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 300/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.10 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
25 |
ТП-2 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ-0,4кВ, ШР-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 800/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
26 |
ТП-2 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ-0,4кВ, ШР-2 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 800/5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
27 |
РП-10 кВ ООО «ВОЛМА-ВТР», РУ-10 кВ, 2 СШ-10кВ, Яч.18 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,2 ±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 1=0,02 (0,05) 1ном 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.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
27 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды, ОС |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
- ток, % От Ihom |
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, ОС |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.О2.2-12, СЭТ-4ТМ.О2.2-14 |
90000 |
для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.О5М, ПСЧ-4ТМ.О5М.12, ПСЧ-4ТМ.О5М.17, ПСЧ-4ТМ.О5М.О4, ПСЧ-4ТМ.О5М.1О |
140000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1 |
140000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.ОЗ |
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 |
Продолжение таблицы 4
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.О2.2-12 |
20175-01 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.О2.2-14 |
20175-01 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.О5М |
36355-07 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.О5М.12 |
36355-07 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1 |
36697-08 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.О5М.17 |
36355-07 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.О5М.О4 |
36355-07 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.ОЗ |
27524-04 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.О5М.1О |
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-4ТМ.02.2-12, СЭТ-4ТМ.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-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05М.12, ПСЧ-4ТМ.05М.17, ПСЧ-4ТМ.05М.04, ПСЧ-4ТМ.05М.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-4ТМ.ОЗМ.О1 - 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.ОЗ - 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-4ТМ.О5МК.О4 - 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
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