Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ННК" (ХК, СДК, ВЩЗ)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННК» (ХК, СДК, ВЩЗ) (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, двухуровневую 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 (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Альфа.Т ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, 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 по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), 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 формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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 и часы сервера. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится автоматически при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.

Журналы событий счетчика 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 программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Вид

электри

ческой

энергии

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС-70 110/6 кВ «Мансурово», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №10

ТПЛ-10

НТМИ-6-66

Актив-

1

Кл.т. 0,5 100/5

Кл.т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0

ная

1,3

3,4

Рег. № 1276-59

Рег. № 2611-70

Рег. № 36355-07

Реак-

2,5

5,9

Фазы: А, С

Фазы: АВС

тивная

ПС-70 110/6 кВ «Мансурово», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №11

ТПОЛ-10

НТМИ-6-66

Актив-

2

Кл.т. 0,5 600/5

Кл.т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М.01 Кл.т. 0,5S/1,0

ная

1,3

3,4

Рег. № 1261-59

Рег. № 2611-70

Рег. № 36355-07

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603

Реак-

2,5

5,9

Фазы: А, С

Фазы: АВС

тивная

3

ПС-70 110/6 кВ «Мансурово», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №17

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0

Актив

ная

1,3

3,4

Рег. № 2363-68

Рег. № 2611-70

Рег. № 36355-07

Реак-

2,5

5,9

Фазы: А, С

Фазы: АВС

тивная

ПС-70 110/6 кВ «Мансурово», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №31

ТПОЛ-10

НТМИ-6-66

Актив-

4

Кл.т. 0,5 600/5

Кл.т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05М.01 Кл.т. 0,5S/1,0

ная

1,3

3,4

Рег. № 1261-59

Рег. № 2611-70

Рег. № 36355-07

Реак-

2,5

5,9

Фазы: А, С

Фазы: АВС

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП-14 6/0,4 кВ,

ТПЛ-10с

НТМИ-6

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

Актив-

5

РУ-6кВ, ввод КЛ-6 кВ Ф №1 от

Кл.т. 0,5 50/5

Кл.т. 0,5 6000/100

ная

1,3

3,4

ПС 35/6 кВ

Рег. № 29390-10

Рег. № 50058-12

Реак-

2,5

5,9

«ГПП-ЖБШ»

Фазы: А, С

Фазы: АВС

тивная

ПС 35/6 кВ

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А, С

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 50058-12 Фазы: АВС

ПСЧ-

Актив-

1,3

3,4

6

«ГПП-ЖБШ»,

4ТМ.05МК.00

ная

РУ-6 кВ, Секция №1, яч. №2

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

Реак

тивная

2,5

5,9

ПС 35/6 кВ

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А, С

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 50058-12 Фазы: АВС

ПСЧ-

Актив-

1,3

3,4

7

«ГПП-ЖБШ»,

4ТМ.05МК.00

ная

РУ-6 кВ, Секция №1, яч. №4

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603

Реак

тивная

2,5

5,9

ПС 35/6 кВ

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А, С

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 50058-12 Фазы: АВС

ПСЧ-

Актив-

1,3

3,4

8

«ГПП-ЖБШ»,

4ТМ.05МК.00

ная

РУ-6 кВ, Секция №2, яч. №14

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

Реак

тивная

2,5

5,9

ПС 35/10 кВ

ТВЛМ-10

НТМИ-10-66У3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

Актив-

«Кайдаково»,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ная

1,3

3,4

9

КРУН-10 кВ, 1

100/5

10000/100

сек 10 кВ, яч.

Рег. № 45040-10

Рег. № 831-69

Реак-

2,5

5,9

№1001

Фазы: А, С

Фазы: АВС

тивная

ТП-14 6/0,4 кВ,

Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 51516-12 Фазы: А, В, С

ПСЧ-

Актив-

1,0

3,3

10

РУ-0,4 кВ, 1 с.ш.

4ТМ.05МК.04

ная

0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ «Гаражи»

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

Реак

тивная

2,1

5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП-14 6/0,4 кВ,

Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 51516-12 Фазы: А, В, С

ПСЧ-

Актив-

1,0

3,3

11

РУ-0,4 кВ, 1 с.ш.

4ТМ.05МК.04

ная

0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ №1414

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

Реак

тивная

2,1

5,8

ТП-14 6/0,4 кВ,

Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 51516-12 Фазы: А, В, С

ПСЧ-

Актив-

1,0

3,3

12

РУ-0,4 кВ, 2 с.ш.

4ТМ.05МК.04

ная

0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ №1408

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

Реак

тивная

2,1

5,8

13

ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш.

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 51516-12 Фазы: А, В, С

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

HP Proliant

Актив

ная

1,0

3,3

0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ

Кл.т. 0,5 S/1,0

DL160 Gen8

Реак

тивная

2,1

5,8

№1403

Рег. № 46634-11

E5-2603

ТП-14 6/0,4 кВ,

Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 51516-12 Фазы: А, В, С

Актив-

РУ-0,4 кВ, 2 с.ш.

ПСЧ-

1,0

3,3

14

0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ

4ТМ.05МК.04

ная

в сторону ж.д. по ул. Молодёжная и ул. Садовая

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

Реак

тивная

2,1

5,8

ТПЛ-10-М

НТМИ-6-66

Актив-

ПС 35 кВ Хром-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

ная

1,3

3,4

15

цово, РУ-6кВ, 1

50/5

6000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

с.ш. 6кВ, яч. №2

Рег. № 22192-01 Фазы: А, С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Рег. № 36355-07

Реак

тивная

2,5

5,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТПЛ-10

НТМИ-6-66

Актив-

ПС 35 кВ Хром-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

ная

1,3

3,4

16

цово, РУ-6кВ, 2

30/5

6000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

с.ш. 6кВ, яч. №16

Рег. № 1276-59 Фазы: А, С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Рег. № 36355-07

Реак

тивная

2,5

5,9

ТПЛ-10

НТМИ-6-66

Актив-

ПС 35 кВ Хром-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

ная

1,3

3,4

17

цово, РУ-6кВ, 2

200/5

6000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

с.ш. 6кВ, яч. №24

Рег. № 1276-59 Фазы: А, С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Рег. № 36355-07

Реак

тивная

2,5

5,9

ТПЛ-10

НТМИ-6-66

Актив-

ПС 35 кВ Хром-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

ная

1,3

3,4

18

цово, РУ-6кВ, 2

150/5

6000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

с.ш. 6кВ, яч. №23

Рег. № 1276-59

Рег. № 2611-70

Рег. № 36355-07

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603

Реак-

2,5

5,9

Фазы: А, С

Фазы: АВС

тивная

ТПЛ-10

НТМИ-6-66

Актив-

ПС 35 кВ Хром-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

ная

1,3

3,4

19

цово, РУ-6кВ, 2

200/5

6000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

с.ш. 6кВ, яч. №26

Рег. № 1276-59 Фазы: А, С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Рег. № 36355-07

Реак

тивная

2,5

5,9

ТП-3 6кВ, РУ-

ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А, В, С

ПСЧ-

Актив-

1,0

2,1

3,3

5,8

20

0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-1

-

4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

ная

Реак

тивная

ТП-3 6кВ, РУ-

ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А, В, С

ПСЧ-

Актив-

1,0

2,1

3,3

5,8

21

0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-2

-

4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

ная

Реак

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

22

ТП-1 6кВ, РУ-

0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-1

ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А, В, С

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,3

5,8

23

ТП-1 6кВ, РУ-

0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-2

ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А, В, С

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,3

5,8

24

ТП-2 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-1

ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А, В, С

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,3

5,8

25

ТП-2 6кВ, РУ-

0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-2

ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А, В, С

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,3

5,8

26

ВРУ-0,4 кВ Станция БХО (Строение 1)

ТТН-Ш Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А, В, С

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,3

5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

27

ВРУ-0,4 кВ Станция БХО (Строение 2)

ТТН-Ш Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А, В

ТТН-Ш Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 41260-09 Фазы: С

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,3

5,8

28

ПС 35/6 кВ «Хромцово», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №13

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А, С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

ПСЧ-4ТМ.05МК.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,4

5,9

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 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 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

Количество ИК

28

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

от 5 до 120

коэффициент мощности еоБф

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

от 5 до 120

коэффициент мощности еоБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от -10 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +10 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

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

для сервера:

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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (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.

1

2

3

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

18

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

4

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТПЛ-10с

2

Трансформаторы тока

ТВЛМ-10

2

Трансформаторы тока классов точности 0,5; 0,5S; 1,0

Т-0,66

15

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

2

Трансформаторы тока шинные

ТНШЛ-0,66

18

Трансформаторы тока

ТТН-Ш

5

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТН-Ш

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

4

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66У3

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

9

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

19

Сервер

HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603

1

1

2

3

Методика поверки

МП ЭПР-095-2018

1

Паспорт-формуляр

ТЛДК.411711.059.ЭД.Ф

О

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-095-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННК» (ХК, СДК, ВЩЗ). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 10.08.2018 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    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 АО «ННК» (ХК, СДК, ВЩЗ)», свидетельство об аттестации № 111/RA.RU.312078/2018.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННК» (ХК, СДК, ВЩЗ)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание