Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ННК-Хабаровский НПЗ" Нет данных, ГРСИ 70808-18
Номер госреестра:
70808-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ННК-Хабаровский НПЗ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 057-2017
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 69492
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННК-Хабаровский НПЗ»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННК-Хабаровский НПЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена
для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора,
обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений. Результаты измерений
могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией АИИС КУЭ
включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК),
включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы
напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные
измерительные цепи.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер баз данных (сервер БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов
измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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. Каждые 30 минут сервер уровня
ИВК производит опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в память
сервера, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача
накопленных данных.
Сервер базы данных, с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос уровня
ИИК. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование
и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передачаинформацииворганизации-участникиоптовогорынкаэлектроэнергии
осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
Лист № 2
Всего листов 14
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая
выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени
в АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ -
2.01 (УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой
глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS).
Синхронизация времени сервера происходит каждый час при сеансе связи с УССВ,
коррекция производится при расхождении времени более чем на ±1 с.
Время счетчика синхронизируется от сервера при каждом опросе (каждые 30 минут),
коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и сервера более
чем на ±2 с (программируемый параметр).
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты,
секунды) до и после коррекции.
Программное обеспечение
Программные средства сервера АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) программное
обеспечение (ПО), включающее операционную систему, программы обработки текстовой
информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД), прикладное
ПО «АльфаЦЕНТР» и криптографическое ПО.
Метрологически значимой частью ПО «АльфаЦЕНТР» является библиотека ac_metrology.dll,
идентификационные данные которой представлены в таблице 1.
части ПО ac_metrology.dl
Таблица 1 - Идентификационные данные прикладного ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОАльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 15.07.04
Цифровой идентификатор
l
метрологически значимой
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора MD5
Защита ПО «АльфаЦЕНТР» и измерительной информации обеспечивается паролями
в соответствии с разграничением прав доступа. Средствами защиты данных при передаче
являются шифрование данных и электронная цифровая подпись, обеспечиваемые программно-
аппаратными средствами криптографической защиты информации.
Уровень защиты - средний, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 14
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.
ТТ
ТН
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
2
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
1800
(±δ), %
условиях
Номер ИК
Наименование
объекта учета
трансформации,
Ктт ·Ктн ·Ксч
Вид энергии
ТТ
B
ТН
№ 20186-05
1
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №4,
яч.№4 (Ф4 НПЗ)
Счетчик
7200
активная
Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭМетрологические характеристики
Вид СИ, Относительная
класс точности,Основнаяпогрешность ИК
коэффициент относительная в рабочих
регистрационный номер
Обоз
н
ач
е
ние, тип
погрешность ИК
эксплуатации
в Федеральном (±δ), %
информационном фондесos φ = 0,87сos φ = 0,5
(рег. №) sin φ = 0,5 sin φ = 0,87
12 345678
Кт = 0,5S А ТОЛ-10-I
Ктт = 600/5 B ТОЛ-10-I
№ 47959-11 C ТОЛ-10-I
Кт = 0,5 А 1,1 4,8
Ктн = 6000/100
C
НАМИ-10-95 УХЛ2
реактивная
2,3 2,7
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4G-DW-4
№ 31857-11
Кт = 0,5S
Ктт = 150/5
№ 15128-03
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
ПС «НПЗ» 110/6/6, ЗРУ-6 кВ,
СШ №4, яч.№6 (Ф6 НПЗ)
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Лист № 4
Всего листов 14
ТТ
ТН
3
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №4,
яч.№8 (Ф8 НПЗ)
A1802RAL-P4G-DW-4
4800
ТТ
ТН
4
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №4,
яч.№20 (Ф20 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
2400
ТТ
ТН
5
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №2,
яч.№9 (Ф9 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
7200
Продолжение таблицы 2
12
5678
3
Кт = 0,5S
Ктт = 400/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
4
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Кт = 0,5S
Ктт = 200/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Лист № 5
Всего листов 14
ТТ
ТН
6
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №2,
яч.№13 (Ф13 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
7200
ТТ
ТН
7
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №2,
яч.№15 (Ф15 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
2400
ТТ
ТН
8
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №2,
яч.№17 (Ф17 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
7200
Продолжение таблицы 2
12
5678
3
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
4
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Кт = 0,5S
Ктт = 200/5
№ 47959-11
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
АТОЛ-10-I
BТОЛ-10-I
CТОЛ-10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
ре
а
к
ти
в
н
ая
2,3 2,7
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Лист № 6
Всего листов 14
ТТ
ТН
9
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №1,
яч.№27 (Ф27 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
7200
ТТ
ТН
10
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №1,
яч.№29 (Ф29 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
2400
ТТ
ТН
11
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №1,
яч.№39 (Ф39 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
7200
Продолжение таблицы 2
12
5678
3
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
4
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Кт = 0,5S
Ктт = 200/5
№ 47959-11
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
АТОЛ-10-I
BТОЛ-10-I
CТОЛ-10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Лист № 7
Всего листов 14
ТТ
ТН
12
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №1,
яч.№43 (Ф43 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
7200
ТТ
ТН
13
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №3,
яч.№36 (Ф36 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
4800
ТТ
ТН
14
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №3,
яч.№38 (Ф38 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
2400
Продолжение таблицы 2
12
5678
3
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
4
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Кт = 0,5S
Ктт = 400/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
ре
а
к
ти
в
н
ая
2,3 2,7
Кт = 0,5S
Ктт = 200/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Лист № 8
Всего листов 14
ТТ
ТН
15
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №3,
яч.№46 (Ф46 НПЗ)
A1802RAL-P4G-DW-4
1800
ТТ
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 47959-11
ТН
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
16
ПС «НПЗ» 110/6/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №3, яч.№48
(Ф48 НПЗ)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
7200
ТТ
Кт = 0,5S
Ктт = 400/5
№ 15128-03
ТН
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 16687-07
17
ПС «ХЭС» 110/35/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №1 ,
яч.№113 (Ф113 (22) ХЭС)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
4800
Продолжение таблицы 2
12
5678
4
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
Счетчик
3
Кт = 0,5S
Ктт = 150/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
АТОЛ-10-I
BТОЛ-10-I
CТОЛ-10-I
А
BНАМИ-10-95 УХЛ2
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИT-10
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Лист № 9
Всего листов 14
ТТ
ТН
18
ПС «ХЭС» 110/35/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №1,
яч.№109 (Ф109 (19) ХЭС)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
4800
ТТ
ТН
19
ПС «ХЭС» 110/35/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №2 ,
яч.№230 (Ф230 (3) ХЭС)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ trial-11
A1802RAL-P4G-DW-4
4800
ТТ
ТН
20
ПС «ХЭС» 110/35/6,
ЗРУ-6 кВ, СШ №2 ,
яч.№228 (Ф228 (33) ХЭС)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
7200
Продолжение таблицы 2
12
5678
3
Кт = 0,5S
Ктт = 400/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 16687-07
4
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИT-10
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Кт = 0,5S
Ктт = 400/5
№ trial-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 16687-07
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИT-10
C
активная
1,1 4,8
ре
а
к
ти
в
н
ая
2,3 2,7
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 15128-03
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 16687-07
АТОЛ 10-I
BТОЛ 10-I
CТОЛ 10-I
А
BНАМИT-10
C
активная
1,1 4,8
реактивная
2,3 2,7
Лист № 10
Всего листов 14
ТТ
ТН
EGK 145-3/VT1
21
Отпайка от ВЛ-110 кВ
РЦ-НПЗ (С-15),
ПС «НПЗ-2» (110/6 кВ),
КРУЭ-110 кВ,
1 сш 110 кВ, яч. 3
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
66000
ТТ
ТН
EGK 145-3/VT1
22
Отпайка от ВЛ-110 кВ
ХТЭЦ-3-НПЗ (С-16),
ПС «НПЗ-2» (110/6 кВ),
КРУЭ-110 кВ, 2 сш
110 кВ, яч. 5
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RAL-P4G-DW-4
66000
Окончание таблицы 2
12
5678
4
EXK-CT0
EXK-CT0
EXK-CT0
3
Кт = 0,2S А
Ктт = 300/5 B
№ 53124-13
C
Кт = 0,2 А
Ктн = 110000/√3/100/√3 B
№ 41074-09
C
активная
0,5 1,9
реактивная
1,1 1,9
EXK-CT0
EXK-CT0
EXK-CT0
Кт = 0,2S А
Ктт = 300/5 B
№ 53124-13
C
Кт = 0,2 А
Ктн = 110000/√3/100/√3 B
№ 41074-09
C
активная
0,5 1,9
реактивная
1,1 1,9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Лист № 11
Всего листов 14
Примечания
1 В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации
(±δ), %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, токе ТТ, равном 1 (2) % от I
ном
, и температуре окружающего
воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30˚С.
2 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными
в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно
с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25
от 90 до 110
от 1(2) до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
120000
2
45
45
Значение
от +21 до +25
от -45 до +40
от -40 до +65
0,5
45000
1
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005
- для счетчиков реактивной энергии:
ТУ 4228-011-29056091-11
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч,
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее
ИВК:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки,
не менее
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее
3,5
Лист № 12
Всего листов 14
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-в журналах событий счетчика фиксируются факты:
-попытка несанкционированного доступа;
-факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
-изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-перерывы питания.
Защищенность применяемых компонентов:
-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счетчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-ИВК;
- наличие защиты на программном уровне:
-пароль на счетчике;
-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа
к измерительным данным для различных групп пользователей;
-ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-счетчиках (функция автоматизирована);
-ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
A1802RAL-P4G-DW-4
22 шт.
Обозначение
ТОЛ-10-I
ТОЛ 10-I
EXK-CT0
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИТ-10
EGK 145-3/VT1
Количество
12 шт.
48 шт.
6 шт.
4 шт.
2 шт.
2 шт.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчик электрической энергии трехфазный
многофункциональный
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
МП 206.1-015-2018
ТДВ.411711.057 ФО
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-015-2018 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННК-Хабаровский
НПЗ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.01.2018 г.
Лист № 13
Всего листов 14
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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы
напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005
ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте
эксплуатации с помощью эталонного делителя;
-
по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика
выполнения измерений без отключения цепей;
-
по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика
выполнения измерений без отключения цепей;
-
счетчиков Альфа А1800 - осуществляется по документу «Счетчики электрической
энергии трехфазные многофункциональные АльфаА1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП»,
утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
-
термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) АО «ННК-Хабаровский НПЗ», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат
аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
АО «ННК-Хабаровский НПЗ»
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
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Телекор ДВ» (ООО «Телекор ДВ»)
ИНН 2722065434
Адрес: 680026, г. Хабаровск, ул. Тихоокеанская. д. 60 а, оф.1
Телефон: +7 (4212) 75-87-75
Лист № 14
Всего листов 14
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт метрологической службы»
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 46247-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тролза | Нет данных | ООО "Комплексэнергосервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 50377-12 | Система приборного учета (система автоматизированная комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Дальневосточной железной дороги | Нет данных | ЗАО "Отраслевой центр внедрения новой техники и технологий", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49058-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НПС №7 БТС-II | Нет данных | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 82749-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ Раздолинская | Обозначение отсутствует | ПАО "ФСК ЕЭС", г. Москва | 4 года | Перейти |
| 37547-08 | Система телемеханики и связи филиала Дагестанская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Махачкалинская ТЭЦ) | Нет данных | ООО "Р.В.С.", г.Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений