Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Харампурнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 77995-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "РН-Энерго", г.Москва |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77995-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Харампурнефтегаз" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "РН-Энерго", г.Красногорск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 77995-20: Описание типа СИ | Скачать | 101.2 КБ | |
| 77995-20: Методика поверки МП ЭПР-233-2020 | Скачать | 10 MБ |
Описание типа
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 кВт^ч 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 | |||
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер/ Радиочасы |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ОРУ-35 кВ 1СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Южная-1 |
ТОЛ-35 III-IV Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 34016-07 Фазы: А; С |
ЗНОМ-36-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Омь-40 Рег. № 19815-00 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
2 |
ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ОРУ-35 кВ 1СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Та-ежная-1 |
ТОЛ-35 III-IV Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 34016-07 Фазы: А; С |
ЗНОМ-36-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Омь-40 Рег. № 19815-00 |
HP ProLiant DL380 G5 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
3 |
ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18, 1СШ 6 кВ, яч.4 |
ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-82 Фазы: А; В; 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 |
МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
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 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ОРУ-35 кВ 2СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Южная-2 |
ТОЛ-35 III-IV Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 34016-07 Фазы: А; С |
ЗНОМ-36-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Омь-40 Рег. № 19815-00 |
HP ProLiant DL380 G5 МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
6 |
ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ОРУ-35 кВ 2СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Таежная-2 |
ТОЛ-35 III-IV Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 34016-07 Фазы: А; С |
ЗНОМ-36-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Омь-40 Рег. № 19815-00 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
7 |
ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18 2СШ 6 кВ, яч.13 |
ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-82 Фазы: А; В; С |
НОМ-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 159-49 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Омь-40 Рег. № 19815-00 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
8 |
ПС 110 кВ Южно-Харампурская, ЗРУ-6 кВ КНС-18, ввод 6 кВ ТСН-2 |
ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-82 Фазы: А; С |
НОМ-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 159-49 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Омь-40 Рег. № 19815-00 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
9 |
ПС 110 кВ Харам-пурская, ОРУ-35 кВ 1СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Пионерская-1 |
ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 21256-07 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Омь-40 Рег. № 19815-00 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
10 |
ПС 110 кВ Харам-пурская, ОРУ-35 кВ 1СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Волжская 1 |
ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 21256-07 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Омь-40 Рег. № 19815-00 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
Продолжение таблицы 2
|
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 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 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 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 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 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 4,6 | |
|
13 |
ПС 110 кВ Харам-пурская, ОРУ-35 кВ 2СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Пионерская-2 |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Омь-40 Рег. № 19815-00 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
14 |
ПС 110 кВ Харам-пурская, ОРУ-35 кВ 2СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Волжская 2 |
ТОЛ-35 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 21256-07 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-05 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Омь-40 Рег. № 19815-00 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
15 |
ПС 110 кВ Харам-пурская, ЗРУ-6 кВ КНС-16 2СШ 6 кВ, яч.4 |
ТОЛ 10ХЛЗ Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-82 Фазы: А ТВЛ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 1856-63 Фазы: 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 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 4,6 |
Продолжение таблицы 2
|
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 |
Активная Реактивная |
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 1ном, для остальных ИК для тока 5 % от 1ном, cos9 = 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 |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и | |
|
УСПД, °С |
от 0 до +30 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
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 |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
|
Федеральном информационном фонде 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для радиочасов: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70536 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Продолжение таблицы 3
|
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);
У СПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
и змерений 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 АИ-ИС 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
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
