Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС" (для электроснабжения филиалов ООО "УК" ВОЛМА")

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС" (для электроснабжения филиалов ООО "УК" ВОЛМА"), 71399-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» ВОЛМА») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	71399-18
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС" (для электроснабжения филиалов ООО "УК" ВОЛМА")
Изготовитель	АО "РЭС Групп", г.Владимир
Год регистрации	2018
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

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), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» ВОЛМА»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УССВ-35HVS (далее -УССВ-35HVS), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС», филиалы АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-35HVS, на основе приемника сигналов точного времени от (спутников глобальной системы позиционирования GPS). Погрешность часов УССВ-35HVS не более ±1 с. УССВ-35HVS обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ-35HVS более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера (БД) АИИС КУЭ 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 «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 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 «АльфаЦЕНТР».

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

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о, е м о я		Измерительные компоненты					Метрологические характеристики ИК
о, е м о я	Наименование объекта	ТТ	ТН	Счётчик	УСПД	Вид электроэнергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ООО «ВОЛМА» (г.Волгоград)
	ТП-512 6 кВ,	ТПОЛ-10	НТМИ-6	СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,2	±3,3
1	РУ-6 кВ, 1 с.ш.	Кл. т. 0,5	Кл. т. 0,5		-
	6кВ, яч.11	600/5	6000/100			реактивная	±2,8	±5,3
2	ТП-512 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6кВ, яч.24	ТЛК-10 Кл. т. 0,5 600/5	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100	СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0	-	активная реактивная	±1,2 ±2,8	±3,3 ±5,3
	ТП-512 6 кВ,	ТПОЛ-10	НТМИ-6	СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,0	±2,3
3	РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6кВ, яч.14	Кл. т. 0,2S 600/5	Кл. т. 0,5 6000/100	СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0	-	реактивная	±2,0	±5,1
	ТП-512 6 кВ,	ТОЛ-10	НТМИ-6	СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,2	±3,3
4	РУ-6 кВ, 1 с.ш.	Кл. т. 0,5	Кл. т. 0,5		-
	6кВ, яч.25	200/5	6000/100			реактивная	±2,8	±5,3
			О О 0 В Л А- 1	Челябинск»
	ТП №257 10 кВ,	ТОЛ-10-I	ЗНОЛПМИ-10УХЛ2	ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,2	±3,3
5	РУ-10 кВ, с.ш. 10кВ, Яч.5	Кл. т. 0,5 200/5	Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3	ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0	-	реактивная	±2,8	±5,7

1	2	3	4	5	6	7	8	9
ООО «ВОЛМА-Воскресенск»
	ПС-737 110 кВ	ТПОЛ-10	НАМИ-10-95 УХЛ2	ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,2	±3,3
6	Неверово, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.26	Кл. т. 0,5 1000/5	Кл. т. 0,5 6000/100	ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0	-	реактивная	±2,8	±5,7
	ПС-737 110 кВ	ТПОЛ-10	НАМИ-10-95 УХЛ2	ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,2	±3,3
7	Неверово, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.8а	Кл. т. 0,5 1500/5	Кл. т. 0,5 6000/100	ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0	-	реактивная	±2,8	±5,7
	ПС-737 110 кВ	ТПОЛ-10	НАМИ-10-95 УХЛ2	ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,2	±3,3
8	Неверово, РУ-6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч.35	Кл. т. 0,5 1000/5	Кл. т. 0,5 6000/100	ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0	-	реактивная	±2,8	±5,7
9	ПС-737 110 кВ Неверово, РУ-6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.58а	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100	ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0	-	активная реактивная	±1,2 ±2,8	±3,3 ±5,7
	РП-137 6 кВ,	ТПОЛ-10	НТМИ-6-66	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,2	±3,3
10	РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 9	Кл. т. 0,5 200/5	Кл. т. 0,5 6000/100	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0	-	реактивная	±2,8	±5,7
	РП-137 6 кВ,	ТПЛ-10	НТМИ-6-66	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,2	±3,3
11	РУ-6 кВ, I с.ш.	Кл. т. 0,5	Кл. т. 0,5		-
	6 кВ, яч. 11	150/5	6000/100			реактивная	±2,8	±5,7
	РП-137 6 кВ,	ТПЛ-10	НТМИ-6-66	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,2	±3,3
12	РУ-6 кВ, II с.ш.	Кл. т. 0,5	Кл. т. 0,5		-
	6 кВ, яч. 12	150/5	6000/100			реактивная	±2,8	±5,7
	РП-137 6 кВ,	ТПОЛ-10	НТМИ-6-66	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,2	±3,3
13	РУ-6 кВ, II с.ш.	Кл. т. 0,5	Кл. т. 0,5		-
	6 кВ, яч. 10	200/5	6000/100			реактивная	±2,8	±5,7

1	2	3	4	5	6	7	8	9
	КТП 147 6 кВ,	ТШП-0,66		ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,0	±3,2
14	РУ-0,4 кВ,	Кл. т. 0,5	-		-
	Ввод 0,4 кВ Т1	2000/5				реактивная	±2,4	±5,6
15	КТП 151 6 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш.	ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5		ПСЧ-4ТМ.05М.04		активная	±1,0	±3,2
15	0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1	ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5		Кл. т. 0,5S/1,0		реактивная	±2,4	±5,6
16	КТП 151 6 кВ, РУ-0,4 кВ,	ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5		ПСЧ-4ТМ.05М.04		активная	±1,0	±3,2
16	II с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т2	ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5		Кл. т. 0,5S/1,0		реактивная	±2,4	±5,6
17	КТП 148 6 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш.	ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 3000/5		ПСЧ-4ТМ.05М.04		активная	±1,0	±3,2
17	0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1	ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 3000/5		Кл. т. 0,5S/1,0		реактивная	±2,4	±5,6
18	КТП 148 6 кВ, РУ-0,4 кВ,	ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 3000/5		ПСЧ-4ТМ.05М.04		активная	±1,0	±3,2
18	II с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т2	ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 3000/5		Кл. т. 0,5S/1,0		реактивная	±2,4	±5,6
ООО «ВОЛМ				А-ВТР»
	КПП-1 10 кВ,	ТЛК10-5	НАМИТ-10-2	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5		активная	±1,1	±3,0
19	РУ-10 кВ,	Кл. т. 0,5	Кл. т. 0,5		-
	1 СШ-10кВ, Яч.13	200/5	10000/100			реактивная	±2,6	±4,6
	КПП-1 10 кВ,	ТЛК10-5	НАМИТ-10-2	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5		активная	±1,1	±3,0
20	РУ-10 кВ,	Кл. т. 0,5	Кл. т. 0,5		-
	2 СШ-10кВ, Яч.18	200/5	10000/100			реактивная	±2,6	±4,6
21	РП-10 кВ ООО «ВОЛМА-ВТР», РУ-10 кВ, 1 СШ-10кВ, Яч.23	ТПЛ-10 Кл. т. 0,5	НАМИ-10 Кл. т. 0,2	СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл. т. 0,2S/0,5		активная	±0,9	±2,9
	РП-10 кВ ООО «ВОЛМА-ВТР», РУ-10 кВ, 1 СШ-10кВ, Яч.23	150/5	10000/100	СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл. т. 0,2S/0,5		реактивная	±2,3	±4,5

1	2	3	4	5	6	7	8	9
22	РП-10 кВ ООО «ВОЛМА-	ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100	СЭТ-4ТМ.02.2-12		активная	±1,1	±3,0
22	ВТР», РУ-10 кВ, 2 СШ-10кВ, Яч.19	ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100	Кл. т. 0,2S/0,5		реактивная	±2,6	±4,6
	КТП-4А 10 кВ,	ТПЛ-10	НАМИ-10	СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл. т. 0,2S/0,5		активная	±0,9	±2,9
23	РУ-10 кВ, 1 СШ-10кВ, Яч.3	Кл. т. 0,5 150/5	Кл. т. 0,2 10000/100	СЭТ-4ТМ.02.2-12 Кл. т. 0,2S/0,5	-	реактивная	±2,3	±4,5
	КТП-4А 10 кВ,	Т-0,66		ПСЧ-4ТМ.05М.10 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,0	±3,2
24	РУ-0,4 кВ,	Кл. т. 0,5	-		-
	1 СШ-0,4кВ, Гр.2	300/5				реактивная	±2,4	±5,6
	ТП-2 10 кВ,	Т-0,66		ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,0	±3,2
25	РУ-0,4 кВ, 1 СШ-0,4кВ, ШР-1	Кл. т. 0,5 800/5	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0	-	реактивная	±2,4	±5,6
	ТП-2 10 кВ,	Т-0,66		ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0		активная	±1,0	±3,2
26	РУ-0,4 кВ,	Кл. т. 0,5	-		-
	2 СШ-0,4кВ, ШР-2	800/5				реактивная	±2,4	±5,6
27	РП-10 кВ ООО «ВОЛМА-	ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100	СЭТ-4ТМ.02.2-12		активная	±1,1	±3,2
27	ВТР», РУ-10 кВ, 2 СШ-10кВ, Яч.18	ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100	Кл. т. 0,2S/0,5		реактивная	±2,6	±4,6
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с							±5

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 cos9 = 0,8 инд I=0,02 (0,05) !ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 27 от 0 до плюс 40 °C.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена устройства синхронизации системного времени УССВ-35HVS на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	27
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от U^	от 99 до 101
- ток, % от ^ом	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от U^	от 90 до 110
- ток, % от ^ом	от 2 (5) 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, оС	от -40 до +70
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:	от -40 до +65
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТM.02.2-12, СЭТ-4ТM.02.2-14	90000
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05M, ПСЧ-4ТM.05M.12, ПСЧ-4ТM.05M.17, ПСЧ-4ТM.05M.04, ПСЧ-4ТM.05M.10	140000
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01	140000
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03	90000
для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.04	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее	114
- при отключении питания, лет, не менее	45
Сервер: - 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 счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

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

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (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) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» «ВОЛМА») 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.
1	2	3	4
Трансформатор тока	ТПОЛ-10	1261-02	18
Трансформатор тока	ТЛК-10	9143-06	3
Трансформатор тока	ТОЛ-10	7069-02	3
Трансформатор тока	ТОЛ-10-I	15128-03	2
Трансформатор тока	ТПЛ-10	1276-59	10
Трансформатор тока	ТШП-0,66	47957-11	9
Трансформатор тока	ТШЛ-0,66	3422-06	6
Трансформатор тока	ТЛК10-5	9143-01	4
Трансформатор тока	Т-0,66	17551-06	3
Трансформатор тока	Т-0,66	52667-13	6
Трансформатор тока	ТОЛ-10	38395-08	2
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	831-53	2

1	2	3	4
Трансформатор напряжения	ЗНОЛПМИ-10УХЛ2	35505-07	3
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	20186-05	4
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	2611-70	2
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10-2	16687-02	2
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	831-69	1
Трансформатор напряжения	НАМИ-10	11094-87	2
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.02.2-12	20175-01	4
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.02.2-14	20175-01	4
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05М	36355-07	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05М.12	36355-07	4
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	36697-08	4
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05М.17	36355-07	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05М.04	36355-07	4
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03	27524-04	2
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05М.10	36355-07	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК.04	64450-16	2
Сервер	Dell PowerEdge R220	-	1
Устройство синхронизации времени	УССВ-35HVS	-	1
Программное обеспечение	«АльфаЦЕНТР»	-	1
Методика поверки	МП 206.1-081-2018	-	1
Паспорт-Формуляр	РЭСС.411711.АИИС.522 ПФ	-	1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-081-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» «ВОЛМА»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30.03.2018 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 СЭТ-4ТM.02.2-12, СЭТ-4ТM.02.2-14 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТM.05M, ПСЧ-4ТM.05M.12, ПСЧ-4ТM.05M.17, ПСЧ-4ТM.05M.04, ПСЧ-4ТM.05M.10 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТM.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.04 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

- термогигрометр CENTER (мод.311): 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%.

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) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» «ВОЛМА»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (для электроснабжения филиалов ООО «УК» «ВОЛМА»)

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