Приложение к свидетельству № 44715
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Южная межрегиональная
энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом»).
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Южная межрегиональная энергетическая
компания» (ОАО «КалмЭнергоКом») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для изме-
рения календарного времени, интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии,
потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи
полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автомати-
зированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измере-
ния.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя
трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее –
ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М по
ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии; по ГОСТ Р 52425-2005 в
режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и техниче-
ские средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики из-
мерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень – устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее –
УСПД) и каналообразующая аппаратура.
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в се-
бя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычис-
лительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№
418), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2
(№2369), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение
(ПО) «Пирамида 2000».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформатора-
ми в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновен-
ные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значе-
ниям 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 актив-
ной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощно-
сти, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее зна-
чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (ИК) № 1-12 цифровой сигнал с выходов счетчиков по
проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется вычис-
ление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хране-
ние измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний
уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Лист № 2
всего листов 11
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний
уровень по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для ИК № 13-16 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает непосредственно в
ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН. Для передачи данных используются сотовые каналы связи стандарта
GSM.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измери-
тельной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–
участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватыва-
ет уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации сис-
темного времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сиг-
налам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. По-
грешность синхронизации не более
±
0,35 с. Время ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизировано
с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от нали-
чия расхождении. Время УСПД синхронизировано с временем ИВК «ИКМ-Пирамида», срав-
нение времени сервера сбора данных и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхрони-
зация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков
с УСПД (для ИК № 1-12) или с ИВК (для ИК №13-16) производится во время сеанса связи со
счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с
временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания» (ОАО
«КалмЭнергоКом») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы
указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и
измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средст-
вами «Пирамида 2000».
e55712d0b1b21906
5d63da949114dae4
MD5
MD5
d79874d10fc2b156a
0fdc27e1ca480ac
MD5
52e28d7b608799bb
3ccea41b548d2c83
MD5
Цифровой иден-
тификатор ПО
(контрольная сум-
ма исполняемого
кода)
4
Алгоритм вы-
числения
цифрового
идентифика-
тора ПО
5
энергии/мощности
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
Номер вер-
Идентификаци-сии (иден-
Наименование ПОонное наимено-тификаци-
вание ПОонный но-
мер) ПО
123
Модуль вычисления значе-
ний энергии и мощностиCalcClients.dll3
по группам точек учета
Модуль расчета небаланса
CalcLeakage.dll3
b1959ff70be1eb17c
83f7b0f6d4a132f
Модуль вычисления значе-
ний энергии потерь в ли-CalcLosses.dll3
ниях и трансформаторах
Общий модуль, содержа-
щий функции, используе-
мые при вычислениях раз-
личных значений и про-
верке точности вычисле-
ний
Metrology.dll3
Лист № 3
всего листов 11
ParseBin.dll
3
6f557f885b7372613
28cd77805bd1ba7
MD5
ParseIEC.dll
3
48e73a9283d1e664
94521f63d00b0d9f
MD5
ParseModbus.dll
3
c391d64271acf4055
bb2a4d3fe1f8f48
MD5
ParsePira-
mida.dll
3
ecf532935ca1a3fd3
215049af1fd979f
MD5
SynchroNSI.dll
3
530d9b0126f7cdc23
ecd814c4eb7ca09
MD5
VerifyTime.dll
3
1ea5429b261fb0e28
84f5b356a1d1e75
MD5
2
3
4
5
1
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых в бинарном
протоколе
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых по протоко-
лам семейства МЭК
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых по протоко-
лу Modbus
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых по протоко-
лу Пирамида
Модуль формирования
расчетных схем и контроля
целостности данных нор-
мативно-справочной ин-
формации
Модуль расчета величины
рассинхронизации и значе-
ний коррекции времени
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пи-
рамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО
«Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, сви-
детельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИ-
ИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от
счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи
измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-
ков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические ха-
рактеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уров-
ню «С» по МИ 3286-2010.
Лист № 4
всего листов 11
Номер точки измере-
ний
Вид
электро
энергии
Основ-
ная по-
ность,
рабочих
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в
таблице 2
Таблица 2 — Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Метрологиче-
Состав измерительного каналаские характери-
стики ИК
Наимено- Погреш
вание точки ность в
измерений
ТТ ТН Счетчик УСПД греш-
усло
в
и-
%
ях, %
123456789
П/С 220/110/10 кВ «Элиста-Северная»
ПС
Северная"
1СШ-10 кВ,
ТВЛМ-10
Зав.№ 64050
Кл.т. 0,2
10000/100
4ТМ.05М
06071125
87
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,3
тивная
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Зав.№ 3675
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,3
тивная
220/110/10
Северная"
яч.8, КЛ-10
Кл.т. 0,5
.№ 33
Кл.т. 0,2
Зав.№ 3675
220/110/10
ПС
Ч
-
кВ "Элиста-
Кл
.
т. 0
,
5
НАМИ-10
Кл.т.
11000/50,5S/1,0
яч.2, КЛ-10
За
в.
№
64030
Зав.№ 3675
За
в.
№
кВ "1 мик-СИ-
рорайон" КОН
ПСС70
220/110/10 ПСЧ- Зав.№
кВ "Элиста- ТВЛМ-104ТМ.05М 06094
Северная"Кл.т. 0,5 Кл.т.
2 1СШ-10 кВ,1000/50,5S/1,0
яч.6, КЛ-10 Зав.№ 64045 Зав.№
кВ "3-4Зав.№ 6403906081100
микрорай- 41
он"
ПС
ПС
Ч
-
кВ
"Элиста-
ТВ
Л
М-
10
НАМИ-10
4
Т
М
.
05М
Кл.т.
Зав.№
97
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,3
тивная
яч.12, КЛ-
600/5
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Зав.№ 3675
Зав.№
3
1СШ-10 кВ,
Зав
300/5
312
10000/100
0,5S/1,0
кВ "Склад-
За
в.
№
7517406081100
СИ-
ская зона" КОН
ПСС70
220/110/10 ПСЧ- Зав.№
кВ "Элиста-ТОЛ 104ТМ.05М 06094
Северная" Кл.т. 0,5 Кл.т.
4 1СШ-10 кВ,
Зав.№ 6080
10000/100
0,5S/1,0
10 кВ "Дет- Зав.№ 6081 06081100
ская боль-90
ница"
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,3
тивная
Лист № 5
всего листов 11
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Зав.№ 3315
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Зав.№ 3315
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Зав.№ 3315
4
56789
ПСЧ-
4ТМ.05Мактив-
Кл.т.ная±1,0±3,2
0,5S/1,0
Зав.№реак-±2,5±5,3
06091102 тивная
71
1 23
ПС
220/110/10
кВ "Элиста-ТВК-10
Северная" Кл.т. 0,5
5600/5
2СШ-10 кВ, Зав.№ 35814
яч.24, КЛ- Зав.№ 35805
10 кВ "Аг-
роснаб-1"
ПС
220/110/10
кВ "Элиста-ТВК-10
Северная" Кл.т. 0,5
6600/5
2СШ-10 кВ, Зав.№ 35803
яч.27, КЛ- Зав.№ 35823
10 кВ "Аг-
роснаб-2"
ПС
220/110/10
кВ "Элиста-
Северная" ТОЛ 10
Кл.т. 0,5
7 2СШ-10 кВ,600/5
яч.30, КЛ- Зав.№ 3095
10 кВ "Рес- Зав.№ 3075
публикан-
ская боль-
ница"
ПСЧ-
4ТМ.05Мактив-
Кл.т.СИ-ная±1,0±3,2
0,5S/1,0 КОН
Зав.№С70реак-±2,5±5,3
06091102 Зав.№ тивная
0106094
ПСЧ-
4ТМ.05Мактив-
Кл.т.ная±1,0±3,2
0,5S/1,0
Зав.№реак-±2,5±5,3
06091102 тивная
29
8
400/5
НАМИ-10
Зав.№ 3697
0,5S/1,0
актив-
ная±1,0±3,3
реак-±2,5±5,3
тивная
9
ПС
СШ-10 кВ,
Зав.№ 5696
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Зав.№
СИ-
КОН
П/С 110/35/10 кВ «Элиста-Западная»
ПС
110/35/10ПСЧ-кВ
"Элиста- ТЛП-10-2 4ТМ.05М
Западная"Кл.т. 0,5S
Кл
.
т. 0
,
2
Кл.т.
СШ-10 кВ, Зав.№ 19503
10000/100
Зав.№
яч.1, ВЛ-10 Зав.№ 19504
06091102
кВ "Се-79
верный"
С70
110/35/10 ПСЧ-
Зав.№
кВ "Элиста-ТЛМ-104ТМ.05М
Западная"Кл.т. 0,5 Кл.т.
600/5
10000/100
0
,
5S/1
,
0
яч.2, ВЛ-10 Зав.№ 7973
З
ав.
№
3697
06091102
кВ "Юж-73
ный"
06093
актив-
ная±1,0±3,2
реак-±2,5±5,3
тивная
Лист № 6
всего листов 11
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Зав.№ 3697
ПСЧ-
4ТМ.05М
Кл.т.
0,5S/1,0
Зав.№
06091103
06
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Зав.№ 3697
ПСЧ-
4ТМ.05М
Кл.т.
0,5S/1,0
Зав.№
06091102
25
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Зав.№ 3697
ПСЧ-
4ТМ.05М
Кл.т.
0,5S/1,0
Зав.№
06081126
04
1
4
5
67
89
10
23
ПС ТПЛ-10
110/35/10Кл.т. 0,5
кВ "Элиста- 400/5
Западная" Зав.№ 21916
активная
реак-
тивная
±1,0±3,2
±2,5±5,3
11
яч.10, ВЛ-
ТЛК10-5
СШ-10 кВ,ТПЛМ-10
яч.4, ВЛ-10 Кл.т. 0,5
кВ "Сол-400/5
нечный" Зав.№ 25236
ПС
110/35/10
кВ "Элиста-
Западная"
Кл
.
т. 0
,
5
200/5
±1,0±3,2
±2,5±5,3
12
10 кВ "Се-
200/5
С
Ш
-
10
кВ,
Зав.№ 19517
10
кВ "Ра-
Зав.№ 19544
диостан-
ция"
ПС
110/35/10
кВ "Элиста-
Западная"
Т
ЛП
-
10-2
СШ-10
кВ,
Кл.т. 0,5S
яч
.
13,
ВЛ-
Зав.№ 19500
веро-
Зав.№ 19497
Западный
жи-лой мас-
сив"
активная
СИ-
КОНреак-
С70 тивная
Зав.№
06093
активная
реак-
тивная
±1,0±3,3
±2,5±5,3
13
10 кВ
15
14
ПС
1000/5
НАМИ-10
Зав.№ 3637
0,5S/1,0
П/С 110/35/10 кВ «Элиста-Восточная»
ПС
110/35/10ПСЧ-
кВ "Эли-ТПЛ-10НАМИ-10-4ТМ.05Мактив-
ста-Кл.т. 0,595УХЛ2Кл.т.ная±1,2±3,3
Восточная", 600/5Кл.т. 0,5 0,5S/1,0
1СШ-10 кВ, Зав.№ 0170810000/100Зав.№реак-±2,8±5,4
яч.14, КЛ- Зав.№ 01718 Зав.№ 5165 06091103
ИВК
тивная
"ЦРП-1"
«ИК
М-
Пира-
№418
110/35/10ПСЧ-
мида»
кВ "Элиста-ТПОЛ-104ТМ.05Мактив-
Восточная" Кл.т. 0,5
Кл
.
т. 0,2
Кл.т. ная ±1,0 ±3,2
2СШ-10 кВ, Зав.№ 19391
10000/100
Зав.№ реак- ±2,5 ±5,3
яч.33, КЛ- Зав.№ 3244206081125тивная
10 кВ 98
"ЦРП-2"
Лист № 7
всего листов 11
СШ-10 кВ,
50/5
НАМИ-10
Зав.№ 3465
0,5S/1,0
15Пира-
кВ50/5
ла)Зав.№ 82635
Кл.т.
Зав. №
Пира-
ИВКактив-
123456789
П/С 35/10 кВ «Лола»
ПС 35/10ПСЧ-
кВ "Лола"ТВК-104ТМ.05МИВКактив-
Кл.т. 0,5
Кл
.
т. 0
,
2
Кл.т.«ИКМ-ная±1,0±3,2
яч.3, ВЛ-10 Зав.№ 14183
10000/100
Зав.№ мида» реак-±2,5±5,3
кВ "Посе- Зав.№ 1418606091103 №418 тивная
лок" 01
ТП-10/0,4 кВ №19А
ПС 35/10
кВ "Зверо-ПСЧ-
совхозная", Т-0,66 4ТМ.05М.
ТП -10/0.4Кл.т. 0,504
«И
К
М-ная±1
,
0±3
,
2
16
№19А(шко Зав.№ 82158
—
0,5S/1,0
м
и
да» реак-±2
,
4±5
,
3
Зав.№ 8261006081123
№
418 т
ивн
ая
ВЛ-0.4 кВ 03
"Школа"
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 ÷ 1,02) Uн; ток (1,0 ÷ 1,2) Iн; cos
j
= 0,9инд.; тем-
пература окружающей среды
- температура окружающей среды: (20±5) ˚С.
5. Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети для ИК: напряжение (0,98
¸
1,02) Uном; ток (1
¸
1,2) Iном,
частота - (50
±
0,15) Гц; cos
j
= 0,9 инд.;
– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1) Uн
1
; диапазон
силы первичного тока - (0,02 ÷ 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 ÷
1,0 (0,87 ÷ 0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
– допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до +
50˚С; счетчиков - от минус 40 ˚С до + 60 ˚С; УСПД - от минус 10 ˚С до + 50 ˚С;
ИВК - от + 10 ˚С до + 25 ˚С;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры окру-
жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 °С до + 35 ˚С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ
1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ
Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
(см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и
УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на
ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом») поряд-
ке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая
часть.
Лист № 8
всего листов 11
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М – среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;
- УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время вос-
становления работоспособности tв = 168 часов.
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источ-
ника бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пе-
редаваться 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, параметриро-
вании:
– 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);
– trial 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не ме-
нее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохра-
нение информации при отключении питания – 3 года;
Лист № 9
всего листов 11
– Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не
менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Южная межрегиональная энергетическая
компания» (ОАО «КалмЭнергоКом») типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В
комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие сред-
ства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеКоличество
Трансформатор тока ТВЛМ-10 6 шт.
Трансформатор тока ТОЛ 10 4 шт.
Трансформатор тока ТВК-10 6 шт.
Трансформатор тока ТЛП-10-2 4 шт.
Трансформатор тока ТЛМ-10 2 шт.
Трансформатор тока ТПЛ-10 4 шт.
Трансформатор тока ТЛК10-5 2 шт.
Трансформатор тока ТПОЛ-10 2 шт.
Трансформатор тока Т-0,66 3 шт.
Трансформатор напряжения НАМИ-10 5 шт.
Трансформатор напряжения НАМИ-10-95УХЛ2 1 шт.
Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М16 шт.
Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 2 шт.
ИВК «ИКМ-Пирамида»1 шт.
Методика поверки 21 шт.
Формуляр 1 шт.
Руководство по эксплуатации 1 шт.
Поверка
осуществляется по документу МП 48430-11 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Южная
межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом»). Измерительные кана-
лы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в ноябре 2011 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
·
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансфор-
маторы тока. Методика поверки";
·
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки";
·
ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки - ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся
приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ;
·
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу
«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки
ВЛСТ 220.00.000 И1»;
·
ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-
вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»;
Лист № 10
всего листов 11
·
УСВ-2 – по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Ме-
тодика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;
·
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 счет-
чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы авто-
матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощ-
ности ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом»)».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе авто-
матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и
мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Южная межрегиональная энергетическая компания»
(ОАО «КалмЭнергоКом»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной
энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии.
МИ 3000-2006 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Южная
межрегиональная энергетическая компания» (ОАО «КалмЭнергоКом»).
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество Инженерно-техническая фирма «СИСТЕМЫ И ТЕХ-
НОЛОГИИ»
ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»
Юридический адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, 8
Почтовый адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, 8, а/я 14
Тел./факс: (4922) 33-67-66, 33-79-60, 33-93-68
E-mail:
Лист № 11
всего листов 11
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз»
ООО «Техносоюз»
Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9
Почтовый адрес: 119270, г. Москва, Лужнецкая набережная, д.2/4, строение 37, 1 этаж
Тел.: (495) 639–91–50
Факс: (495) 639–91–52
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение
«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в
Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)
Юридический адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а
Тел./факс: (4712) 53-67-74,
E-mail:
Аттестат аккредитации № 30048-08 действителен до 01 декабря 2011 года
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
м.п.«____»_____________2011 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.