ГРСИ 49631-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г.Шиханы, объект № 1) Нет данных. Поверка

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
49632-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г.Шиханы, объект № 1) Нет данных, ГРСИ 49631-12

Смотреть ГРСИ
49630-12

Номер госреестра:

49631-12

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Техносоюз", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 001

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 46116

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала

«Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы, объект №1)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский»

ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы, объект №1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена

для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интер-

валы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень – трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформато-

ры напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электро-

энергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 52322-2005 и ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений ак-

тивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактив-

ной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи

данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС

КУЭ приведены в таблице 2.

2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)

АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее –

УСПД), каналообразующую аппаратуру и программное обеспечение (далее – ПО).

3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД) регионального отделения ОАО

«Оборонэнергосбыт» HP ProLiant DL180R06, основной и резервный серверы баз данных (БД)

ОАО «Оборонэнергосбыт», устройство синхронизации системного времени (далее – УССВ)

УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на со-

ответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям си-

лы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за пе-

риод 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 зна-

чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков (для СЭТ-4ТМ.03.01 и СЭТ-4ТМ.03М по ин-

терфейсным каналам RS-485, для ПСЧ-4ТМ.05МК.20 – через GSM-сеть) поступает на входы

УСПД через GSM-сеть и далее на сервер СД. Сервер СД АИИС КУЭ при помощи программно-го

обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на ко-

эффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические вели-

чины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последую-

щую передачу информации на сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинно-

го обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Обороэнергосбыт». При отказе

Лист № 2

всего листов 9

основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован по техно-

логии GSM с использованием пакетной передачи данных GPRS. В качестве устройства переда-

чи данных используется GSM/GPRS-модем Teleofis RX100R. На сервере БД осуществляется

хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Переда-

ча информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью

электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень счетчиков, УСПД, ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системно-

го времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам

проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность

синхронизации не более

0,35 с. УСВ-2 подключено к ИВК. Время ИВК синхронизировано с

временем УСВ-2, синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости

от наличия расхождении. Сличение времени УСПД с временем ИВК производится не реже 1

раза в сутки, корректировка времени осуществляется при расхождении с временем ИВК ±1с.

Сличение времени счетчиков с УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (не

реже 1 раза в 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем

УСПД ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, мину-

ты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

d79874d10fc2b156

a0fdc27e1ca480ac

MD5

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

6f557f885b737261

328cd77805bd1ba7

MD5

Номер вер

сии

(идентифика-

ционный но-

мер) ПО

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО

«Оборонэнерго», г. Шиханы, объект №1) используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в со-

став которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает

защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с

правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обес-

печиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Цифровой иден-Алгоритм вы-

Идентификаци-тификатор ПО числения циф-

Наименование ПОонное наименова-(контрольнаярового иден-

ние ПО сумма исполняе- тификатора

мого кода)ПО

CalcClients.dll3

CalcLeakage.dll3

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

CalcLosses.dll3

Metrology.dll3

Модуль вычисления значений

энергии и мощности по груп-

пам точек учета

Модуль расчета небаланса

энергии/мощности

Модуль вычисления значений

энергии потерь в линиях и

трансформаторах

Общий модуль, содержащий

функции, используемые при

вычислениях различных зна-

чений и проверке точности

вычислений

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll3

Лист № 3

всего листов 9

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

c391d64271acf405

5bb2a4d3fe1f8f48

MD5

ecf532935ca1a3fd3

215049af1fd979f

MD5

530d9b0126f7cdc2

3ecd814c4eb7ca09

MD5

1ea5429b261fb0e2

884f5b356a1d1e75

MD5

ParseIEC.dll3

ParseModbus.dll3

ParsePiramida.dll3

SynchroNSI.dll3

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколам семей-

ства МЭК

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколу Modbus

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколу Пирамида

Модуль формирования рас-

четных схем и контроля цело-

стности данных нормативно-

справочной информации

Модуль расчета величины рас-

синхронизации и значений

коррекции времени

VerifyTime.dll3

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

мида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пира-

мида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельст-

во об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-

лучаемой 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 харак-

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

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню

«С» по МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительного канала

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0459

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав. №

0105074113

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Метрологические ха-

рактеристики и ИК

Номер точки

измерений

объекта

Вид

Наименование

электро-

ТТ ТН Счетчик ИВК энергии

погреш-

ность, %

Погреш-

Основ

ая

ность в ра-

бочих ус-

ловиях, %

1 2

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.1"Шиханы", 1

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№1

ТОЛ-10

150/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 53212

Зав. № 17701

ИВКактивная

«ИКМ-

Пира-реактив-

мида» ная

±1,2±3,3

±2,8±5,2

Лист № 4

всего листов 9

ТОЛ-10-1У2

150/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 6051

Зав. № 5415

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0459

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав. №

0105072174

активная

реактив-

ная

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0459

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав №

0105070205

активная

реактив-

ная

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0459

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав. №

0105075010

активная

реактив-

ная

ТОЛ-10-1У2

150/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 5312

Зав. № 5415

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0459

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав №

0105075083

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0459

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав №

0105075153

активная

реактив-

ная

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0492

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,2S/0,5

Зав №

0811111921

активная

реактив-

ная

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0492

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав №

0105073193

активная

реактив-

ная

±1,2±3,3

±2,8±5,2

ТОЛ-10-1У2

100/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 17836

Зав. № 17973

±1,2±3,3

±2,8±5,2

ТОЛ-10-1У2

150/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 4209

Зав. № 18426

±1,2±3,3

±2,8±5,2

±1,2±3,3

±2,8±5,2

ТЛК-10

100/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 05137

Зав. № 05042

±1,2±3,3

±2,8±5,2

ТЛК-10

100/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 03006

Зав. № 03073

±1,1±3,0

±2,6±4,7

1 2

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.2"Шиханы", 1

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№2

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.3"Шиханы", 1

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№3

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.4"Шиханы", 1

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№4

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.5"Шиханы", 1

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№5

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.6"Шиханы", 1

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№6

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.7"Шиханы", 2

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№7

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.8"Шиханы", 2

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№8

ТЛК-10

100/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 05978

Зав. № 05203

ИВКактивная

«ИКМ-

Пира-реактив-

мида» ная

±1,2±3,3

±2,8±5,2

Лист № 5

всего листов 9

ТОЛ-10-1У2

150/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 4899

Зав. № 5390

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0492

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав №

0105075031

активная

реактив-

ная

ТОЛ-10-1У2

150/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 578

Зав. № 6459

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0492

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав №

0105071085

активная

реактив-

ная

ТОЛ-10-1У2

150/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 582

Зав. № 4713

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0492

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав №

0105075042

активная

реактив-

ная

ТОЛ-10-1У2

150/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 3948

Зав. № 3946

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0492

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав №

0105072118

активная

реактив-

ная

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0492

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав №

0105075021

активная

реактив-

ная

НАМИТ-

10-2

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав. №

0492

СЭТ-

4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0

Зав №

0105075006

активная

реактив-

ная

—

активная

реактив-

ная

—

ИВК

«ИКМ-

Пира-

мида»

активная

реактив-

ная

±1,2±3,3

±2,8±5,2

±1,2±3,3

±2,8±5,2

±1,2±3,3

±2,8±5,2

±1,2±3,3

±2,8±5,2

ТЛК-10

150/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 12276

Зав. № 12297

±1,2±3,3

±2,8±5,2

1 2

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.9"Шиханы", 2

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№9

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.10 "Шиханы", 2

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№10

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.11 "Шиханы", 2

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№11

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.12 "Шиханы", 2

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№12

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.13 "Шиханы", 2

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№13

ПС

110/35/10кВ,

50000кВА

1.14 "Шиханы", 2

сш 10 кВ,

ячейка В-

10кВ, ф.№14

ТЛК-10

100/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 03077

Зав. № 03007

±1,2±3,3

±2,8±5,2

КТП-101

1.15 10/0,4 кВ, РУ-

0,4кВ

±1,2±3,4

±2,3±5,7

КТП-102

1.16 10/0,4 кВ, РУ-

0,4кВ

ПСЧ-

4ТМ.05МК.

Кл.т. 1,0/2,0

Зав №

1111111556

ПСЧ-

4ТМ.05МК.

Кл.т. 1,0/2,0

Зав №

1111114477

±1,2±3,4

±2,3±5,7

Лист № 6

всего листов 9

1.17

КТП 10/0,4 кВ,

РУ-0,4кВ

——

ПСЧ-

4ТМ.05МК.

Кл.т. 1,0/2,0

Зав №

1111111598

ИВКактивная

«ИКМ-

Пира-реактив-

мида» ная

±1,2±3,4

±2,3±5,7

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 (0,95 ÷ 1,05) Uн; ток (1,0 ÷ 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.;

- 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

=0,9инд;

– параметры сети: диапазон первичного напряжения – (0,9 ÷ 1,1) Uн

; диапазон

силы первичного тока – (0,05 ÷ 1,2) Iн

; коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0.5 ÷

1,0 (0,87 ÷ 0,5); частота – (50 ± 0,4) Гц;

– допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус

40 ˚С до + 50˚С; для счетчиков от минус 40 ˚С до + 60 ˚С;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Iном, cos

= 0,8 инд и темпе-

ратуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °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

30206-94, ГОСТ Р 52322-2005 и ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электро-

энергии по ГОСТ 26035-83 и 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 ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 на од-

нотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Оборон-

энергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы, объект №1)

порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемле-

мая часть.

9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный

реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

–электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее Т =

140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее Т =

90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК – среднее время наработки на отказ не менее Т =

165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–УСПД СИКОН С70 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Лист № 7

всего листов 9

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-

ка бесперебойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться 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, параметрирова-

нии:

– 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).

Глубина хранения информации:

– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-

дому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение

информации при отключении питания – 10 лет;

– Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не

менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-

ную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО

«Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы,

объект №1) типографским способом.

Лист № 8

всего листов 9

Поверка

осуществляется по документу МП 49631-12 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт»

(по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы, объект №1). Измери-

тельные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в марте

2012 г.

Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:

Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформа-

торы тока. Методика поверки";

Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Транс-

форматоры напряжения. Методика поверки";

СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся при-

ложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ;

СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся при-

ложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;

ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1, являющейся

приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.167 РЭ;

УСВ-2 – по документу «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Методика

поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;

УСПД СИКОН С70 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70. Методиками поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной си-

стемы 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 ОАО

«Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы,

объект №1).

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеКол-во, шт.

Трансформатор тока типа ТОЛ-10 2

Трансформатор тока типа ТОЛ-10-I У2 16

Трансформатор тока типа ТЛК-10 10

Трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-2 2

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК 3

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03.01 13

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М 1

УСПД СИКОН С701

Методика поверки1

Формуляр1

Руководство по эксплуатации1

Лист № 9

всего листов 9

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Обо-

ронэнерго», г. Шиханы, объект №1)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-

нические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные 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 52322-2005 (МЭК 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной

энергии классов точности 1 и 2.

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 trial ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволж-

ский» ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы, объект №1).

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

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:

info@t-souz.ru

www.t-souz.ru

Испытательный центр

ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ»

Юридический адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а

Тел./факс: (4712) 53-67-74, E-mail:

kcsms@sovtest.ru

Аттестат аккредитации № 30048-11 действителен до 01 декабря 2016 года.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян

м.п.«____»_____________2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
27754-09	Комплексы информационно-измерительные	СВЦ	ООО "Самарский внедренческий центр", г.Самара	1 год	Перейти
53114-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ОАО "Тулагорводоканал"	Нет данных	ООО "Каскад-Энергосбыт", г.Калуга	4 года	Перейти
53326-13	Система измерительная расхода и количества пропана ОЗХ ООО "Тобольск-Полимер"	Нет данных	ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань	2 года	Перейти
68108-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ПО "ХИМПРОМ"	Нет данных	ООО "Химпром", г.Кемерово	4 года	Перейти
49601-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "ЦКФ ВМФ"	Нет данных	ООО "Энерго-Мастер СПб", г.С.-Петербург	4 года	Перейти

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

Поверка средств измерений