![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Белкамнефть" 2-ая очередь](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Белкамнефть" 2-ая очередь")
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Белкамнефть" 2-ая очередь
- АО "РЭС Групп", г.Владимир
-
Скачать
66145-16: Методика поверки МП 206.1-227-2016Скачать1.1 Мб
66145-16: Описание типа СИСкачать133.4 Кб
- 02.05.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Белкамнефть" 2-ая очередь
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Белкамнефть» 2-ая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ производит сбор, обработку, хранение, отображение и передачу измерительной информации об электроэнергии (30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии), в том числе поступающей от системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и подсистемы присоединений малой мощности ОАО «Удмуртнефть», регистрационный № 38462-08.
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) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЯТи-327-Б1-М4-М04 (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ-16ИУБ (далее - УССВ) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК АО «Белкамнефть» при помощи удаленного доступа по сети Internet.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Пермское РДУ и всем заинтересованным субъектам осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭЦП. АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
Сервер БД и УСПД АИИС КУЭ входят в состав системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Белкамнефть» (регистрационный № 37099-08) и системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Белкамнефть» (регистрационный № 50687-12).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ более чем на ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ не более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД 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 «Альфа!ЦЕНТР» версии 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 «Альф а! ЦЕНТР».
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 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаТ ЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда, измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК « АльфаТ ЦЕНТР».
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о Н | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэне ргии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешн ость, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| ПC 35/10 кВ «Юськи» | ||||||||
| 1 | Ж 35/10 кВ «Юськи», КРУН-10 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.5 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | А1805RALXQ- P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- М04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| ВРУ-0,4 кВ Здание группы по охране объектов ул. Пастухова, 98 | ||||||||
| 2 | ВРУ-0,4 кВ Здание группы по охране объектов ул. Пастухова, 98, ввод-1 0,4 кВ | ТОП-0,66 УЗ Кл. т. 0,5S 100/5 | - | А1805RLXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- М04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| 3 | ВРУ-0,4 кВ Здание группы по охране объектов ул. Пастухова, 98, ввод-2 0,4 кВ | Т0П-0,66 УЗ Кл. т. 0,5S 150/5 | - | A1805RLXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| ВРУ-0,4 кВ Здание офиса ул. Пастухова, 98 | ||||||||
| 4 | ВРУ-0,4 кВ Здание офиса ул. Пастухова, 98, ввод-1 0,4 кВ | Т0П-0,66 УЗ Кл. т. 0,5S 200/5 | - | A1805RLXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| 5 | ВРУ-0,4 кВ Здание офиса ул. Пастухова, 98, ввод-2 0,4 кВ | Т0П-0,66 УЗ Кл. т. 0,5S 200/5 | - | A1805RLXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| ВРУ-0,4 кВ Здание офиса ул. Пастухова, 98А | ||||||||
| 6 | ВРУ-0,4 кВ Здание офиса ул. Пастухова, 98А, ввод-1 0,4 кВ | ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 300/5 | - | A1805RLXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| 7 | ВРУ-0,4 кВ Здание офиса ул. Пастухова, 98А, ввод-2 0,4 кВ | ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 300/5 | - | А1805RLXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| ВРУ-0,4 кВ Здание офиса ул. Пастухова, 100 | ||||||||
| 8 | ВРУ-0,4 кВ Здание офиса ул. Пастухова, 100 | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 | - | А1805RLXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| Реклоузер 6 кВ TER Rec 1S A/1 RS | ||||||||
| 9 | Отпайка на опоре №5.20 ВЛ-6 кВ ф.16 ПС 110/35/6 кВ «Соколовка», реклоузер 6 кВ TER Rec 1S A/1 RS | ТОЛ-10 III-2 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 100/5 | НОЛ-6 III УХЛ1 Кл. т. 0,5 6000/100 | А1805RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,2 ±7,2 |
| ПКУ-10 кВ | ||||||||
| 10 | Отпайка на опоре №6.21 ВЛ-10 кВ ф.6 ПС 110/35/10 кВ «Мостовое», ПКУ-10 кВ | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5S; 0,5 150/5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | Меркурий 233 ART-00 KRR Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,2 ±7,2 |
| ПС 110/10 кВ «Мазунино» | ||||||||
| 11 | ПС 110/10 кВ «Мазунино», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.№10 | ТЛМ-10-2 У3 Кл. т. 0,5 300/5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | A1805RLXQ- P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| КТП-458 10/0,4 кВ | ||||||||
| 12 | КТП-458 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод T1 0,4 кВ | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 400/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| РП 10 кВ «Русь» | ||||||||
| 13 | РП 10 кВ «Русь», РУ-10 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.6 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 | A1805RALXQ- P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| КРУН-10 кВ (ВО-342) | ||||||||
| 14 | ВЛ-10 кВ ф.1 ПС 35/10 кВ «Ст. Зятцы», опора №115, КРУН-10 кВ (ВО-342) | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 50/5 | ЗНОЛ.06-10У3 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | A1805RL-P4G-DW- 3 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| ТП-43П 10/0,4 кВ | ||||||||
| 15 | ТП-43П 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод Т1 0,4 кВ | ТОП-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 200/5 | - | A1805RLXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| КТП №52 10/0,4 кВ | ||||||||
| 16 | КТП №52 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод Т1 0,4 кВ | ТОП-0,66 УЗ Кл. т. 0,5S 200/5 | - | A1805RLXQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| ПКУ-6 кВ, реклоузер | ||||||||
| 17 | Отпайка на опоре №33/83 ВЛ-6 кВ ф.14 ПС 35/6 кВ «БКНС-4», опора №2, ПКУ-6 кВ, реклоузер | ТОЛ-10 III-2 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 100/5 | НОЛ-6 III УХЛ1 Кл. т. 0,5 6000/100 | Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,4 ±7,4 |
| ПС 35/10 кВ «Быргында» | ||||||||
| 18 | ПС 35/10 кВ «Быргында», КРУ-10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, яч.15 | ТЛО-10 М1АС Кл. т. 0,5S 150/5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | A1805RLXQ- P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU-327- E1-M4- M04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,2 ±7,2 |
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 cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 11, 13, 14, 15, 16, 18 от минус 40 до плюс 65 °C; для ИК № 10 от минус 40 до плюс 55 °C; для ИК № 12 от минус 40 до плюс 60 °C; для ИК № 17 от минус 45 до плюс 75 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 18 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 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, С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | |
| - A1805RALXQ-F4GB-DW, A1805RLXQ-F4GB-DW-4, | |
| A1805RAL-F4GB-DW-4, A1805RLXQ-F4GB-DW-3, | |
| A1805RALXQ-F4GB-DW-3, A1805RL-F4G-DW-3, | |
| A1805RLXQ-F4GB-DW-4, A1805RLXQ-F4GB-DW-3 | от -40 до +65 |
| - Mеркурий 233 AR^00 КRR | от -40 до +55 |
| - ^4-41^.05^.16 | от -40 до +60 |
| - Mеркурий 234 ARТM-00 РB.R | от -40 до +45 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УСПД, С | от +10 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| - A1805RALХQ-Р4GB-DW-3, A1805RLXQ-F4GB-DW-4, | |
| A1805RAL-Р4GB-DW-4, A1805RLХQ-Р4GB-DW-3, | |
| A1805RALХQ-Р4GB-DW-3, A1805RL-Р4G-DW-3, | |
| A1805RLXQ-F4GB-DW-4, A1805RLХQ-Р4GB-DW-3 | 120000 |
| - Mеркурий 233 AR^00 КRR | 150000 |
| - ПСЧ-4ТM.05MКЛ6 | 165000 |
| - Mеркурий 234 ARТM-00 РB.R | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 40000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
| менее | 10 |
| Сервер: | |
| - 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (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) АО «Белкамнефть» 2-ая очередь 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. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 УЗ | 47959-11 | 10 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 УЗ | 15174-06 | 8 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 У3 | 47957-11 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 52667-13 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 III-2 УХЛ1 | 47959-11 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2473-05 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10-2 У3 | 2473-05 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 7069-02 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-08 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 М1АС | 25433-11 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ-6 III УХЛ1 | 49075-12 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 16687-02 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 16687-07 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66У3 | 831-69 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10У3 | 3344-04 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RALXQ-F4GB-DW-3 | 31857-06 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RLXQ-F4GB-DW-4 | 31857-11 | 7 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RAL-F4GB-DW-4 | 31857-11 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 233 АВ.Т-00 КЯ^ | 34196-10 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RLXQ-F4GB-DW-3 | 31857-11 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК.16 | 46634-11 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RALXQ-F4GB-DW-3 | 31857-06 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RL-F4G-DW-3 | 31857-06 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RLXQ-F4GB-DW-4 | 31857-06 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 234 ARTM-00 РBR | 48266-11 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RLXQ-F4GB-DW-3 | 31857-06 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RТU-327-E1-M4-M04 | 41907-09 | 1 |
| У стройство синхронизации времени | УССВ-^HVS | - | 1 |
| Программное обеспечение | АльфаТ ЦЕНТР | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-227-2016 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-227-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Белкамнефть» 2-ая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2016 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 A1805RALХQ-Р4GB-DW-3 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков A1805RLXQ-F4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков A1805RAL-F4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков Mеркурий 233 ARr-00 КЯК - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.030 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «23» декабря 2008 г.;
- счетчиков A1805RLXQ-F4GB-DW-3 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.16 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- счетчиков A1805RALХQ-Р4GB-DW-3 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков A1805RL-F4G-DW-3 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков A1805RLXQ-F4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков Mеркурий 234 ARТM-00 РB.R - по документу «Счётчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;
- счетчиков A1805RLXQ-F4GB-DW-3 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- УСПД RТU-327-E1-M4-M04 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): 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%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
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) АО «Белкамнефть» 2-ая очередь, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Белкамнефть» 2-ая очередь
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.