77995-20: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Харампурнефтегаз" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Харампурнефтегаз"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 77995-20
Производитель / заявитель: ООО "РН-Энерго", г.Москва
Скачать
77995-20: Описание типа СИ Скачать 101.2 КБ
77995-20: Методика поверки МП ЭПР-233-2020 Скачать 10 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Харампурнефтегаз" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 03.11.2024

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

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Интерпак для ООО «Перспектива» г. Челябинск (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Карелия-Упофлор СиАйЭс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработк...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ФОРЭС» (Сухоложское и Курьинское подразделения) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обра...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Ветропарк (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи получе...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тульская мясная компания» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пере...