Приложение к свидетельству № 49972
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго» (далее – АИИС КУЭ) предназначена
для измерений активной и реактивной электроэнергии, измерений времени в координированной
шкале времени UTC.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему
с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии;
– периодический (1 раз
в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор
данных о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии
с заданной дискретностью учета (30 мин.);
– автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе
данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации
(резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
– предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – участников
оптового рынка электроэнергии;
– диагностика и мониторинг функционирования технических
и программных
средств
АИИС КУЭ;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция
времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные
трансформаторы тока (ТТ)
класса точности 0,5S и 0,5;
измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; счётчики типа Альфа
А1800 класса точности 0,5S для активной электроэнергии и 1,0 для реактивной электроэнергии.
2-й уровень – устройство сбора и передачи данных (УСПД) «RTU-325».
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) и устройство синхронизации
системного времени УССВ.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В
счетчикеэлектроэнергии мгновенныезначения аналоговыхсигналовпреобразуют
в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в
микропроцессоре счетчика электроэнергии вычисляются мгновенные значения активной и
полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная
мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Электрическая
энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
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 усреднения 30 мин.
Лист № 2
Всего листов 11
Цифровые сигналы с выходов счетчиков электроэнергии измерительных каналов (ИК)
1-14 поступают непосредственно на сервер БД АИИС КУЭ с применением GSM-роутеров.
Цифровые сигналы с выходов счетчиков электроэнергии ИК 15-26 по проводным
линиям связи (RS-485) поступают на входы УСПД, с помощью которых осуществляется
хранение и передача результатов измерений с помощью GSM-роутеров на сервер БД АИИС
КУЭ. Для этого используется зашифрованный канал телефонной сети существующей сотовой
связи стандарта GSM.
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка
результатов измерений, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ОАО «АТС» и в организации – участники оптового рынка
электроэнергии осуществляется от сервера БД АИИС КУЭ по каналу связи через интернет-
провайдера с использованием средств электронной цифровой подписи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени на основе устройства
синхронизации системного времени УССВ-16HVS, установленного на 3-м уровне – уровне
ИВК. УССВ осуществляет прием сигналов точного времени и введение поправки часов сервера
БД АИИС КУЭ при рассогласовании шкалы времени сервера БД АИИС КУЭ и шкалы времени
UTC, большем ± 1 с. Введение поправки часов УСПД производится сервером БД АИИС КУЭ
автоматически один раз в 30 минут при рассогласовании шкал времени, большем ± 2 с.
Введение поправки часов
счетчиков ИК
15-26
осуществляет УСПД один раз в 30 минут при
рассогласовании шкал времени, большем ±2 с. Введение поправки часов счетчиков ИК 1-14
производится непосредственно сервером БД АИИС КУЭ один раз в 30 минут при
рассогласовании шкал времени, большем ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий
корректировке.
Механическаязащитаотнесанкционированногодоступаобеспечивается
пломбированием:
– электросчетчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера БД.
Защита информации на программном уровне обеспечивается:
– установкой пароля на счетчик;
– установкой пароля на УСПД;
– установкой паролей на сервер, предусматривающих разграничение прав доступа
к результатам измерений для различных групп пользователей;
– возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов
измерений.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
– периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов
измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям
получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц,
графиков с возможностью получения печатной копии;
– возможность использования средств электронной цифровой
подписи для передачи
результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления
Лист № 3
Всего листов 11
коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного
доступа к данным;
– сборнедостающихданныхпослевосстановленияработыканаловсвязи,
восстановления питания;
– возможность передачи результатов измерений в ОАО «АТС» и другим субъектам
оптового рынка электроэнергии, заинтересованным в получении результатов измерений;
– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
– обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных
от несанкционированного доступа на программном уровне (установка паролей и т.д.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических
и программных
средств
АИИС КУЭ.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений
в специализированной базе данных;
– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
– автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Наименовани
е
программного
обеспечения
Идентификационное
наименование
программного
обеспечения
Номер версии
(идентифика-
ционный
номер)
программного
обеспечения
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
ПО «Альфа
ЦЕНТР»
md5
3.25.0.0
86F2A5ACD9F5B4D2
1BE740CEFFA6B61E
3.25.0.0
B91AEAEF07335280
1D3E5ABD1F705B2F
3.27.1.0
512DBE03535648E3
6E2F696259FC96C4
3.27.1.0
DBDF56DC8D7F95A1
67A071E870081CAC
3.27.1.0
42D7CFCF023BEAFF
B3F0FEC56F1DA039
3.27.0.0
3.25.0.0
Драйвер чтения
данных из файла
ameta.exe
Драйвер чтения
данных из файла
ametc.exe
Драйвер
автоматического
опроса счетчиков и
УСПД amra.exe
Драйвер ручного
опроса счетчиков и
УСПД amrc.exe
Программа –
планировщик опроса
и передачи данных
amrserver.exe
Биллинговый сервер
billsrv.exe
Драйвер работы с БД
cdbora2.dll
Библиотека
шифрования пароля
счетчиков
Encryptdll.dll
2.0.0.0
7DDBAAB9EE48B3B9
3BB8DC5B390E73CF
BAD5FB6BABB1C9DF
E851D3F4E6C06BE2
0939CE05295FBCBB
BA400EEAE8D0572C
Лист № 4
Всего листов 11
Защитапрограммногообеспеченияотнепреднамеренныхипреднамеренных
изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
приведены в таблице 2.
Таблица 2 –Составизмерительных каналов АИИСКУЭиих основные
метрологические характеристики.
1
Районная
котельная
№1
Ввод 1
6 кВ Ф 725
ТЛО-10
400/5
Кл.т. 0,5S
№25433-08
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
2
Районная
котельная
№1
Ввод 2
6 кВ Ф 726
ТЛО-10
400/5
Кл.т. 0,5S
№25433-08
3
-
-
4
ТОП-0,66
20/5
Кл.т. 0,5S
№15174-06
-
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
Метрологические
характеристики ИК
№
точ-
киНаимено-
из- вание
ме- объекта
ре-
ний
Основ-
ная
погреш-
Состав измерительных каналов (тип,
коэффициент, класс точности, регистрационный
номер в реестре ФИФ РФ)
Вид
1 уровень2 уровень
электро-
Погреш-
энергии
trial
в рабочих
ТТТНСчетчикУСПД
ность, %
условиях,
%
ЗНОЛП-
ЭК-10
6000/
√
3:
100/
√
3
Кл.т. 0,5
№40014-08
ЗНОЛП-
ЭК-10
6000/
√
3:
100/
√
3
Кл.т. 0,5
№40014-08
± 1,2± 3,4
± 2,7± 6,4
± 0,6± 1,8
± 1,1± 3,6
Районная
котельная
№1
ТК-3305А
(ООО
«ЛУ-
КОЙЛ-
ТТК»)
Районная
котельная
№1
Станция
сотовой
связи
TELE-2
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
Актив-
ная,
-
А1820RLQ-
Реак-
P4GB-DW-4
тивная
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-11
± 0,9± 3,3
± 2,0± 6,3
Лист № 5
Всего листов 11
5
ТПОЛ-10
300/5
Кл.т. 0,5
№1261-59
НАМИТ-
10-2
6000/100
Кл.т. 0,5
№16687-02
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-11
6
ТПОЛ-10
300/5
Кл.т. 0,5
№1261-59
НАМИТ-
10-2
6000/100
Кл.т. 0,5
№16687-02
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-11
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
8
Районная
котельная
№3
Ввод 1 6
кВ
Ф 24-45
ТЛП-10-3
600/5
Кл.т. 0,5S
№30709-08
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
Метрологические
характеристики ИК
№
точ-
киНаимено-
из- вание
ме- объекта
ре-
ний
Основ-
ная
погреш-
Состав измерительных каналов (тип,
коэффициент, класс точности, регистрационный
номер в реестре ФИФ РФ)
Вид
1 уровень2 уровень
электро-
Погреш-
энергии
ность
в рабочих
ТТТНСчетчикУСПД
нос
ть
, %
условиях,
%
Районная
котельная
№2
1 с.ш. 6 кВ,
РП-27
(сети
ОАО «Дон
энерго»)
(сбор ин-
формации
с узлов
учета)
Районная
котельная
№2
2 с.ш. 6 кВ,
РП-27
(сети
ОАО «Дон
энерго»)
(сбор ин-
формации
с узлов
учета)
± 1,2± 3,2
± 2,7± 5,4
Районная
котельная
№2
Западный
100/5
Тепловой
Т-0,66
7район
Кл
.
т 0,5
-
(ООО «ЛУ-
№29482-07
КОЙЛ-
ТТК»)
± 0,9± 3,1
± 2,0± 5,1
ЗНОЛП-
ЭК-10
6000/
√
3:
100/
√
3
Кл.т. 0,5
№40014-08
Актив-
ная,
-
Реак-
тивная
± 1,2± 3,4
± 2,7± 6,4
Лист № 6
Всего листов 11
9
Районная
котельная
№3
Ввод 2 6
кВ
Ф 24-16
ТЛП-10-3
600/5
Кл.т. 0,5S
№30709-08
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
10
Районная
котельная
№3
Ввод 1 10
кВ
Ф 43-ф3
ТЛП-10-5
400/5
Кл.т. 0,5S
№30709-08
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
11
Районная
котельная
№3
Ввод 2 10
кВ
Ф 42-ф10
ТЛП-10-5
400/5
Кл.т. 0,5S
№30709-08
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
12
Районная
котельная
№3
ООО
«РЭСР
»
ТОП-0,66
100/5
Кл.т. 0,5S
№15174-06
-
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
13
Метрологические
характеристики ИК
№
точ-
киНаимено-
из- вание
ме- объекта
ре-
ний
Основ-
ная
погреш-
Состав измерительных каналов (тип,
коэффициент, trial точности, регистрационный
номер в реестре ФИФ РФ)
Вид
1 уровень2 уровень
электро-
Погреш-
энергии
ность
в рабочих
ТТТНСчетчикУСПД
нос
ть
, %
условиях,
%
ЗНОЛП-
ЭК-10
6000/
√
3:
100/
√
3
Кл.т. 0,5
№40014-08
ЗНОЛП-
ЭК-10
10000/
√
3:
100/
√
3
Кл.т. 0,5
№40014-08
ЗНОЛП-
ЭК-10
10000/
√
3:
100/
√
3
Кл.т. 0,5
№40014-08
± 1,2± 3,4
± 2,7± 6,4
Районная
котельная
№3
ТепловойТОП-0,66
район Се- 100/5
верный Кл.т. 0,5S
ввод №1 №15174-06
(ООО «ЛУ-
КОЙЛ-
ТТК»)
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
- Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
Актив-
ная,
-
Реак-
тивная
± 0,9± 3,3
± 2,0± 6,3
Лист № 7
Всего листов 11
14
15
ТЛП-10-5
200/5
Кл.т. 0,5S
№30709-08
НТМК-10
10000/100
Кл.т. 0,5
№355-49
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
16
ТЛП-10-5
200/5
Кл.т. 0,5S
№30709-08
НТМК-10
10000/100
Кл.т. 0,5
№355-49
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
17
ТОП-0,66
30/5
Кл.т. 0,5S
№15174-06
-
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
18
ТОП-0,66
30/5
Кл.т. 0,5S
№15174-06
-
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
RTU-325
№37288-
08
Реак-
тивная
Метрологические
характеристики ИК
№
точ-
киНаимено-
из- вание
ме- объекта
ре-
ний
Основ-
ная
погреш-
Состав измерительных каналов (тип,
коэффициент, класс точности, регистрационный
номер в реестре ФИФ РФ)
Вид
1 уровень2 уровень
электро-
Погреш-
энергии
ность
в рабочих
ТТТНСчетчикУСПД
нос
ть
, %
условиях,
%
Районная
котельная
№3
ТепловойТОП-0,66
район Се- 100/5
верный Кл.т. 0,5S
ввод №2 №15174-06
(ООО «ЛУ-
КОЙЛ-
ТТК»)
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
- Кл.т.-
0,5S/1,0
№31857-06
± 0,9± 3,3
± 2,0± 6,3
± 1,2± 3,4
Районная
котельная
№4
Ввод 1 10
кВ
от Ф 40-40
Районная
котельная
№4
Ввод 2 10
кВ
от Ф 40-30
Районная
котельная
№4
Станция
сотовой
связи
TELE-2
Районная
котельная
№4
Станция
сотовой
связи
Мегафон
ввод 1
Актив-
ная,
± 2
,
7± 6,4
± 0,9± 3,3
± 2,0± 6,3
Лист № 8
Всего листов 11
19
ТОП-0,66
30/5
Кл.т. 0,5S
№15174-06
20
ТОП-0,66
30/5
Кл.т. 0,5S
№15174-06
21
ТОП-0,66
30/5
Кл.т. 0,5S
№15174-06
ТПОФ-10
750/5
Кл.т. 0,5
№518-50
НОМ-6
6000/100
Кл.т. 0,5
№46786-11
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
ТПОФ-10
750/5
Кл.т. 0,5
№518-50
НОМ-6
6000/100
Кл.т. 0,5
№46786-11
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
24
Централь-
ная котель-
ная
ТСН-1
ТПФ-10
400/5
Кл.т. 0,5
№517-50
НОМ-6
6000/100
Кл.т. 0,5
№46786-11
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
RTU-325
№37288-
08
Актив-
ная,
Реак-
тивная
Метрологические
характеристики ИК
№
точ-
киНаимено-
из- вание
ме- объекта
ре-
ний
Основ-
ная
погреш-
Состав измерительных каналов (тип,
коэффициент, класс точности, регистрационный
номер в реестре ФИФ РФ)
Вид
1 уровень2 уровень
электро-
Погреш-
энергии
ность
в рабочих
ТТТНСчетчикУСПД
нос
ть
, %
условиях,
%
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
- Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
- Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
Районная
котельная
№4
Станция
сотовой
связи
Мегафон
ввод 2
Районная
котельная
№4
Станция
сотовой
связи
Скайлинк
ввод 1
Районная
котельная
№4
Станция
сотовой
связи
Скайлинк
ввод 2
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
- Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
RTU-325
±
0,9±
3,3
№37288-
08
±
2
,0±
6
,3
Централь-
ная котель-
22ная
Ввод 6 кВ
ПФ-1
Централь-
ная котель-
23ная
Ввод 6 кВ
ПФ-2
± 1,2± 3,2
± 2,7± 5,2
Лист № 9
Всего листов 11
25
НОМ-6
6000/100
Кл.т. 0,5
№46786-11
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
26
-
А1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.
0,5S/1,0
№31857-06
Метрологические
характеристики ИК
№
точ-
киНаимено-
из- вание
ме- объекта
ре-
ний
Основ-
ная
погреш-
Состав измерительных каналов (тип,
коэффициент, класс точности, регистрационный
номер в реестре ФИФ РФ)
Вид
1 уровень2 уровень
электро-
Погреш-
энергии
ность
в рабочих
ТТТНСчетчикУСПД
нос
ть
, %
условиях,
%
Централь-ТПФ-10
ная котель- 400/5
ная Кл.т. 0,5
ТСН-4 №517-50
± 1,2± 3,2
± 2,7± 5,2
Централь-
ная котель-
наяТОП-0,66
ТК-801 30/5
(ОООКл.т. 0,5S
«ЛУ- №15174-06
КОЙЛ-
ТТК»)
Актив-
RTU-325ная,
№37288-
08 Реак-
тивная
± 0,9± 3,4
± 2,0± 6,6
3 уровень – ИВК, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер БД АИИС КУЭ,
АРМ, ПО и УССВ
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала относительной
погрешности, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
– параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) U
ном
; ток (1 – 1,2) I
ном
, cos
j
= 0,9 инд.;
– температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
4. Рабочие условия:
– параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,02 – 1,2) I
ном
;
– допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов
от минус 40 до +70°С, для счетчиков типа Альфа А1800 от минус 40 до +65°С; для УСПД
«RTU-325» от 0 до +70°С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,02Iном, cos
j
= 0,8 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 до
+35°С (в помещении) и от 0 до +40°С (на улице).
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчика на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена
оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени
UTC± 5 с.
Надежность применяемых в системе компонентов:
·
счётчик электроэнергии – среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
·
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время
Лист № 10
Всего листов 11
восстановления работоспособности tв = 24 ч;
·
сервер – коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее
время наработки на отказ не
менее Т = 146 116 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
·
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
·
резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
Глубина хранения информации:
·
счетчик электроэнергии – глубина хранения данных графиков нагрузки для одного
канала с интервалом 30 минут, не менее 1200 дней; при отключении питания - не менее 30 лет;
·
УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому ИК – не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания – не
менее 5 лет.
·
ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5
лет (функция автоматическая).
3нак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго».
Комплектность средства измерений
Комплектностьсистемыавтоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго» приведена в
разделе 4 паспорта-формуляра «АИИС КУЭ районных котельных 1, 2, 3, 4 и центральной
котельной ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго». Паспорт-формуляр. ТХНС 31066.00-ФО».
Поверка
осуществляется по документу МП 52786-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергиикотельныхООО«ЛУКОЙЛ-
Ростовэнерго». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 25 января 2013 г.
Рекомендуемые средства поверки:
– мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.;
– радиочасы РЧ-011/2.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «ГСИ. Методика
измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго». Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 1 – 2013 от
14 января 2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) котельных
ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго»:
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Лист № 11
Всего листов 11
Изготовитель
ООО «Ростовналадка»
Адрес: 344103, г. Ростов-на-Дону, пер. Араратский, 21.
Тел: (863) 295-99-55 Факс: (863) 300-90-33
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:
Аттестатаккредитации:ГЦИ СИ ФБУ«Пензенский ЦСМ» зарегистрирован
в Государственном реестре средств измерений под № 30033-10.
Заместитель руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии
Ф. В. Булыгин
М.П.
«___» _____________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.