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) ОАО "ПМТЭЦ "Белый Ручей" Нет данных, ГРСИ 51062-12
Номер госреестра:
51062-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ПМТЭЦ "Белый Ручей"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 47958
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» (далее по тексту – АИИС КУЭ) пред-
назначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автомати-
зированного коммерческого учета и контроля выработки и потребления электроэнергии и мощ-
ности на розничном рынке электроэнергии в ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» по расчетным точ-
кам учета, сбора, хранения и обработки полученной информации. Отчетная документация о ре-
зультатах измерений может передаваться коммерческому оператору оптового рынка электро-
энергии и мощности (далее по тексту – КО ОРЭМ), региональным подразделениям системного
оператора (далее по тексту – СО) Единой энергетической системы России, смежным сетевым
организациям, потребителям и продавцам электроэнергии в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих
расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную
систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ
состоит из двух уровней:
1-ый уровень – информационно-измерительные каналы (ИИК), которые включают в себя
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тек-
сту – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи дан-
ных;
2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в
себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» (далее по тек-
сту – сервер), устройство дистанционного контроля (далее по тексту - УДК), устройство син-
хронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-2, зав. номер 2582 (Госреестр № 41681-10),
автоматизированные рабочие места операторов, технические средства приема-передачи данных,
каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а
также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор
информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве сервера используется промышленный компьютер HP ProLiant DL120 G7 (зав.
номер CZ215203B6) производства фирмы HEWLETT PACKARD с установленным программ-
ным обеспечением «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту– ПО «АльфаЦЕНТР»), входящим в ком-
плект комплексов измерительно-вычислительных для учета электроэнергии АльфаЦЕНТР
(Госреестр номер 44595-10).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной
дискретностью учета (30 мин);
лист № 2
Всего листов 9
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений КО ОРЭМ, региональным подразделениям СО,
смежным сетевым организациям, потребителям и продавцам электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из-
мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов
времени 30 мин.
Сервер ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей», автоматически, в заданные интервалы времени,
(30 мин) производит считывание из счетчиков, входящих в состав АИИС КУЭ, данных профи-
лей нагрузки и записей из журнала событий. После поступления на сервер считанной информа-
ции с помощью внутренних сервисов ПО «АльфаЦЕНТР» данные обрабатываются и записыва-
ются в энергонезависимую память сервера (заносятся в базу данных).
Прием запросов и передача данных со счетчиков производится по линиям связи интер-
фейса RS-485 и локальной вычислительной сети стандарта Ethernet (протокол TCP/IP). При вы-
ходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в
ручном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптиче-
ский порт.
Посредством АРМ операторов АИИС КУЭ при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществ-
ляется обработка информации и последующая передача информации КО ОРЭМ в виде элек-
тронного файла формата XML. Передача информации в региональное подразделение СО и
смежным сетевым организациям, покупателям и продавцам электроэнергии осуществляется с
сервера в автоматическом режиме.
АИИС КУЭ оснащена УДК, предназначенным для осуществления контрольного доступа
к АИИС КУЭ с целью проверки КО ОРЭМ предоставленных результатов измерений. УДК вы-
полнено на базе серийно выпускаемого контроллера сетевого индустриального СИКОН С50
(Госреестр № 28523-05).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения
единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ,
счетчиков, сервера.
Сравнение показаний часов сервера и УССВ происходит с цикличностью один раз в час.
Синхронизация осуществляется при каждом цикле сравнения не зависимо от величины расхож-
дения показаний часов сервера и УССВ.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом обращении к
счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется 1 раз в сутки при
расхождении показаний часов счетчика и сервера на величину более чем ±2 с.
лист № 3
Всего листов 9
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту – ПО) АИИС КУЭ входит: базовое
(системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой инфор-
мации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления
базами данных (СУБД SQL), и прикладное – ПО «АльфаЦЕНТР», программные средства счет-
чиков электроэнергии – встроенное ПО счетчиков электроэнергии, ПО СОЕВ.
Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Наименование про-
граммного обеспе-
чения
Идентификационное
наименование про-
граммного обеспече-
ния
Номер версии
(идентификаци-
онный номер)
программного
обеспечения
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иден-
тификатора
программного
обеспечения
12.01.01.01
216924675
CRC
3.30.2
3686947411
CRC
2.5.12.151
4166444663
CRC
ПО на
сервере ОАО
«ПМТЭЦ «Белый
Ручей»
2.11.1
1675253772
CRC
2.12.8.115
3894265116
CRC
ПО на АРМ ОАО
«ПМТЭЦ «Белый Ру-
чей»
2.3.14.306
527518965
CRC
Таблица 1
Цифровой иден-
тификатор про-
граммного
обеспечения
(контрольная
сумма испол-
няемого кода)
АльфаЦЕНТР Клиент
ifrun60.EXE
АльфаЦЕНТР Комму-
никатор
trtu.exe
АльфаЦЕНТР Утилиты
ACUtils.exe
АльфаЦЕНТР Диспет-
чер заданий
ACTaskManager.exe
АльфаЦЕНТР Генера-
тор отчетов
ACReport.exe
АльфаЦЕНТР Монито-
ринг
ACMonitor.exe
ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей»
от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Состав информационно-измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.
№ИИК
Наименование
ИИК
(присоединения)
Трансформатор
тока
Трансформатор
напряжения
Счетчик электри-
ческой энергии
ИВК
Т
ВЭ-35
У
Х
Л2
КТ
0
,5
S
15
0
/
5
За
в. №№
6
78
-
12,
679-
12
,
680-12
Гос
рее
стр №
4
4
3
5
9-
10
Н
АМ
И-
35
У
Х
Л1
КТ
0,5
3
5
00
0/1
0
0
Зав. №
3
18
Гос
р
е
е
стр №
1981
3
-00
СЭ
Т
-
4
Т
М.03
КТ
0,2
S
/0,
5
Зав. №
0
1
01
0
70
8
2
8
Госре
е
стр
№
27
5
24
-
0
4
HP ProLiant
DL120 G7
Зав.№
CZ215203B6
Акти
в
н
ая
Реа
кт
и
в
н
ая
Таблица 2
Вид
электроэне
ргии
12
3
4
567
ВЛ-
3
5
к
В
1
«Мини-ТЭЦ – Белый
Р
уч
е
й
»
Н
АМ
И-
35
У
Х
Л1
КТ
0,5
3
5
00
0/1
0
0
Зав. №
3
56
Гос
р
е
е
стр №
1981
3
-00
СЭ
Т
-
4
Т
М.03
КТ
0,2
S
/0,
5
Зав. №
0
1
01
0
70
8
5
6
Госре
е
стр
№
27
5
24
-
0
4
Акти
вная
Реа
кт
и
в
н
ая
СЭ
Т
-
4
Т
М.03
КТ
0,2
S
/0,
5
Зав. №
0
1
02
0
71
2
5
3
Госре
е
стр
№
27
5
24
-
0
4
Акти
вная
Реа
кт
и
вная
ТОЛ-
10-
I
-
2У2 КТ
0
,
5
30
0
/
5
За
в. №№
3
27,
-,
544
Гос
рее
стр №
151
2
8-
03
З
Н
О
Л
П
-
1
0
-У2
КТ
0,5
(10000/√3)
/
(
100/√
3
)
Зав.
№№
517,
61
6
,
61
9
Г
о
с
рее
стр №
2354
4
-02
СЭ
Т
-
4
Т
М.0
3
М
КТ
0
,
2S
/
0,5
Зав. №
0
8
12
1
11
5
1
7
Госре
е
стр
№
36
6
97
-
0
8
Акти
в
н
ая
Реа
кт
и
в
н
ая
5
Я
ч
.
№
12
Рез
е
рв
ТОЛ-
10-
I
-
2У2 КТ
0
,
5
10
0
/
5
За
в. №
14522,
-,
6
0
1
8
Гос
рее
стр №
1
5
1
2
8-
03
З
Н
О
Л
П
-
1
0
-У2
КТ
0,5
(10000/√3)
/
(
100/√
3
)
Зав.
№№
517,
61
6
,
61
9
Г
о
с
рее
стр №
2354
4
-02
СЭ
Т
-
4
Т
М.03
КТ
0,2
S
/0,
5
Зав. №
0
1
01
0
72
2
9
5
Госре
е
стр
№
27
5
24
-
0
4
Акти
в
н
ая
Реа
кт
и
в
н
ая
6
Я
ч
.
№
1
«К
ТПН-6
3
0
З
А
О
«Бе
-
л
ый
Р
у
че
й
»
СЭ
Т
-
4
Т
М.0
3
М
КТ
0,2
S
/0,5
Зав. №
0
8
12
1
11
5
5
9
Госре
е
стр
№
36
6
97
-
0
8
Акти
в
н
ая
Реа
кт
и
вная
7
Я
ч
.
№
9
Т
СН №2
4
0 к
В
А
Прямое
вкл
ю
чение
СЭТ-
4ТМ.03М
.08 КТ
0
,
2S
/
0,5
Зав. №
0
8
02
1
24
4
6
6
Госре
е
стр
№
36
6
97
-
0
8
Акти
в
н
ая
Реа
кт
и
вная
8
Я
ч
.
№
4
Т
СН №1
4
0 к
В
А
Т-
0,
6
6
У
3
КТ
0
,5
S
10
0
/
5
За
в. №
132383,
14
8639,
148605
Гос
рее
стр №
2
2
6
5
6-
02
Прямое
вкл
ю
чение
СЭТ-
4ТМ.03М
.08 КТ
0
,
2S
/
0,5
Зав. №
0
8
02
1
24
9
9
7
Гос
р
е
е
стр №
3669
7
-08
Акти
в
н
ая
Реа
кт
и
вная
9
Я
ч
.
№
8
КТП
№1
ТОЛ-
10-
I
-
2У2 КТ
0
,
5
10
0
/
5
За
в. №
6
100,
-
,
606
4
Гос
рее
стр №
151
2
8-
03
З
Н
О
Л
П
-
1
0
-У2
КТ
0,5
(10000/√3)
/
(
100/√
3
)
Зав.
№
5
17,
6
16,
619 Г
о
с
рее
стр
№
2354
4
-02
СЭ
Т
-
4
Т
М.0
3
М
КТ
0
,
2S
/
0,5
Зав. №
0
8
01
1
21
1
2
2
Гос
р
е
е
стр №
3669
7
-08
Акти
в
н
ая
Реа
кт
и
вная
10
Я
ч
.
№
6
КТП
№2
Т-
1
ТОЛ-
10-
I
-
2У2 КТ
0
,
5
10
0
/
5
За
в. №
6181,
-,
14
530
Гос
рее
стр №
1
5
1
2
8-
03
З
Н
О
Л
П
-
1
0
-У2
КТ
0,5
(10000/√3)
/
(
100/√
3
)
Зав.
№
5
17,
6
16,
619 Г
о
с
рее
стр
№
2354
4
-02
СЭ
Т
-
4
Т
М.0
3
М
КТ
0
,
2S
/
0,5
Зав. №
0
8
12
1
12
6
9
2
Госре
е
стр
№
36
6
97
-
0
8
Акти
в
н
ая
Реа
кт
и
вная
11
Я
ч
.
№
7
КТП
№2
Т-
2
ТОЛ-
10-
I
-
2У2 КТ
0
,
5
10
0
/
5
За
в. №
1
4523,
-,
14
521
Гос
рее
стр №
151
2
8-
03
З
Н
О
Л
П
-
1
0
-У2
КТ
0,5
(10000/√3)
/
(
100/√
3
)
Зав.
№
5
17,
6
16,
619 Г
о
с
рее
стр
№
2354
4
-02
СЭ
Т
-
4
Т
М.0
3
М
КТ
0
,
2S
/
0,5
Зав. №
0
8
12
1
11
0
2
8
Госре
е
стр
№
36
6
97
-
0
8
HP ProLiant DL120 G7 Зав.№ CZ215203B6
Акти
вная
Реа
кт
и
вная
лист № 4
Всего листов 9
Продолжение таблицы 2
12
4
567
ВЛ-
3
5
к
В
2
«Пахомово – мини-
ТЭ
Ц»
3
Т
ВЭ-35
У
Х
Л2
КТ
0
,5
S
15
0
/
5
За
в. №№
6
81
-
12,
682-
12
,
683-12
Гос
рее
стр №
4
4
3
5
9-
10
3
ТГ-1, вывод генератора
ТОЛ-
10-
I
-
2У2 КТ
0
,
5
60
0
/
5
За
в. №№
4
17,
-,
419
Гос
рее
стр №
151
2
8-
03
З
Н
О
Л
П
-
1
0
-У2
КТ
0,5
(10000/√3)
/
(
100/√
3
) Зав.
№№
13763,
62
2,
6
18
Г
о
с
рее
стр №
2354
4
-02
Я
ч
.
№
10
4
ВЛ 10 кВ «Белый Ру-
чей»
ТОЛ-
10-
I
-
2У2 КТ
0
,
5
10
0
/
5
За
в. №№
6
005,
-
,
14524
Гос
рее
стр №
151
2
8-
03
З
Н
О
Л
П
-
1
0
-У2
КТ
0,5
(10000/√3)
/
(
100/√
3
)
Зав.
№
5
17,
6
16,
619 Г
о
с
рее
стр
№
2354
4
-02
Т-
0,
6
6
У
3
КТ
0
,5
S
10
0
/
5
За
в. №№
1
48
7
20,
128581,
14
86
0
3
Гос
рее
стр №
2
2
6
5
6-
02
лист № 5
Всего листов 9
Номер ИИК
Коэф.
мощности
cos
j
Таблица 3
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при
измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
, %
I
1(2)%
≤I
изм
<I
5%
I
5%
≤I
изм
<I
20%
I
20%
≤I
изм
<I
100%
I
100%
≤I
изм
≤I
120%
1,0± 1,9
1, 20,9± 2,2
ТТ – 0,5S; 0,8 ± 2,6
ТН – 0,5; 0,7 ± 3,2
Сч – 0,2S
0,6 ± 3,9
0,5 ± 4,8
1,0–
3-6, 9-110,9–
ТТ – 0,5;0,8–
ТН – 0,5;
0,7–
Сч – 0,2S
0,6–
0,5–
1,0 ± 1,8
7, 80,9± 2,0
ТТ – 0, 5S;0,8± 2,5
ТН – нет;
0,7 ± 3,0
Сч – 0,2S
0,6 ± 3,7
0,5 ± 4,7
± 1,2± 1,0± 1,0
± 1,4± 1,2± 1,2
± 1,7± 1,4± 1,4
± 2,1± 1,6± 1,6
± 2,5± 1,9± 1,9
± 3,0± 2,3± 2,3
± 1,9± 1,2± 1,0
± 2,4± 1,4± 1,2
± 2,9± 1,7± 1,4
± 3,6± 2,0± 1,6
± 4,4± 2,4± 1,9
± 5,5± 3,0± 2,3
± 1,0± 0,8± 0,8
± 1,3± 1,0± 1,0
± 1,5± 1,1± 1,1
± 1,8± 1,3± 1,3
± 2,2± 1,6± 1,6
± 2,7± 1,9± 1,9
Номер ИИК
1, 2
ТТ – 0,5S;
ТН – 0,5;
Сч – 0,5
3, 5
ТТ – 0,5;
ТН – 0,5;
Сч – 0,5
4, 6, 9-11
ТТ – 0,5;
ТН – 0,5;
Сч – 0,5
7, 8
ТТ – 0,55;
ТН – нет;
Сч – 0,5
Таблица 4
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при
измерении реактивной электроэнергии и мощности в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
, %
Коэф.
мощ-
ности
cos
j
/sin
j
I
1(2)%
≤I
изм
<I
5%
I
5%
≤I
изм
<I
20%
I
20%
≤I
изм
<I
100%
I
100%
≤I
изм
≤I
120%
0,9/0,44 ± 6,3
0,8/0,6 ± 4,5
0,7/0,71 ± 3,7
0,6/0,8 ± 3,2
0,5/0,87 ± 2,9
0,9/0,44 –
0,8/0,6 –
0,7/0,71 –
0,6/0,8 –
0,5/0,87 –
0,9/0,44 –
0,8/0,6 –
0,7/0,71 –
0,6/0,8 –
0,5/0,87 –
0,9/0,44 ± 5,6
0,8/0,6 ± 4,0
0,7/0,71 ± 3,3
0,6/0,8 ± 3,0
0,5/0,87 ± 2,7
± 3,8± 2,7± 2,7
± 2,7± 2,0± 2,0
± 2,3± 1,7± 1,7
± 2,0± 1,5± 1,5
± 1,9± 1,4± 1,4
± 6,5± 3,6± 2,7
± 4,5± 2,5± 2,0
± 3,6± 2,1± 1,7
± 3,1± 1,8± 1,5
± 2,8± 1,7± 1,4
± 6,5± 3,7± 2,9
± 4,6± 2,7± 2,3
± 3,7± 2,4± 2,0
± 3,3± 2,2± 1,9
± 3,1± 2,1± 1,9
± 3,4± 2,5± 2,5
± 2,6± 2,0± 2,0
± 2,3± 1,8± 1,8
± 2,2± 1,8± 1,8
± 2,2± 1,8± 1,8
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
лист № 6
Всего листов 9
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнер-
гии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение переменного тока от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
·
сила переменного тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
·
температура окружающей среды: 20
°
С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение переменного тока от 0,9·Uном до 1,1·Uном;
·
сила переменного тока от 0,01·Iном до 1,2·Iном для ИИК 1, 2, 7, 8;
от 0,05·Iном до 1,2·Iном для ИИК 3-6, 9-11;
·
температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35
°
С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напря-
жения по ГОСТ 1983-2001, счетчики ИИК №№ 1-3, 5 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения
активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
счетчики ИИК №№ 4, 6-11 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнер-
гии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии
на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характери-
стиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установлен-
ном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ
как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
среднее время наработки на отказ:
·
счетчики СЭТ-4ТМ.03 – не менее 90000 часов;
·
счетчики СЭТ-4ТМ.03М – не менее 140000 часов;
среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
·
для счетчика Тв ≤ 2 часа;
·
для сервера Тв ≤ 1 час;
·
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
·
для модема Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
·
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность
пломбирования;
·
на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откиды-
вающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
·
наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых па-
ролей на счетчиках, серверах, АРМ;
·
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентифи-
кацию пользователей и разграничение прав доступа;
·
защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи).
лист № 7
Всего листов 9
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
·
фактов параметрирования счетчика;
·
фактов пропадания напряжения;
·
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
·
счетчиках (функция автоматизирована);
·
сервере, УДК, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
·
счетчик электроэнергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях –
не менее 113,7 суток; при отключении питания – не менее 3 лет;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений –
за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-
ИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средств измерений
1
1
1
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5
Таблица 5
НаименованиеТип
Количест-
во, шт.
14
6
6
2
6
5
2
4
1
1
1
1
1
1
1
1
Трансформатор токаТОЛ-10-1-2У2
Трансформатор тока Т-0,66 У3
Трансформатор токаТВЭ-35 УХЛ2
Трансформатор напряжения НАМИ-35 УХЛ1
Трансформатор напряженияЗНОЛП-10 У2
Электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М
Электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М.08
Электросчетчик СЭТ-4ТМ.03
Устройство синхронизации времени УСВ-2
СерверHP ProLiant DL120 G7
ADSL-модем Zyxel P660HT3 EE
GSM/GPRS-модем Мегафон E173
Преобразователь MOXA NPort 5430I
Коммутатор MOXA EDS-308-MM-SC
Коммутатор D-Link DES-1005A
Блок питания MOXA DR-45-24
Источник бесперебойного питания
APC Smart-UPS RT 1500VA RM
230V
Устройство дистанционного контроля
Шкаф устройства дистанционного
контроля ВЛСТ 225.08.001
обеспечение
Специализированное программное
П
О «
А
ль
ф
аЦЕНТР»
Паспорт-формулярГДАР.411711.125.ПФ
Методика поверки МП 1331/446-2012
1
1
лист № 8
Всего листов 9
Поверка
осуществляется по документу МП 1331/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная инфор-
мационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПМТЭЦ
«Белый Ручей». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июле
2012 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
-
ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
-
ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
-
счетчики СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ
СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
-
счетчики СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
-
устройства синхронизации времени УСВ-2 – по методике поверки ВЛСТ 237.00.001И1,
утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010;
-
контроллерсетевойиндустриальныйСИКОНС50 – пометодикеповерки
ВЛСТ 198.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
-
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50) °С, цена деле-
ния 1°С
.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений «Методика (методы) измерений количества электрической энергии
с использованием автоматизированной информационно-измерительная системы коммерческого
учета электроэнергии (мощности) ОАО «ПМТЭЦ «Белый Ручей» аттестована ЗАО НПП
«ЭнергопромСервис».Свидетельствообаттестацииметодики(методов)измерений
№ 038/01.00238-2008/125-2012 от 10 июля 2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
7 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2S и 0,5S.
8 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии
лист № 9
Всего листов 9
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ЗАО НПП «ЭнергопромСервис»
105120, г. Москва, Костомаровский переулок, д. 3, офис 104
Телефон: + 7 (495) 663-34-35
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,
метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»). Аттестат аккредитации №
30010-10 от 15.03.2010 года.
117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11
Факс (499) 124-99-96
Заместитель
Руководителя Федерального агент-
ства по техническому регулирова-
нию и метрологииФ.В.Булыгин
М.П.«____» ____________2012г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 38504-08 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Кондровская бумажная компания" | Нет данных | ЗАО "РегионЭнергоСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 69780-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ КС-5 | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 66331-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЕНЭС ПС 220 кВ Крымская (расширение РУ-110 кВ) | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 19347-00 | Система для контроля параметров выключателя измерительная | СКПВ | ООО "Башкирская электротехническая компания", г.Уфа | 4 года | Перейти |
| 53785-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ОАО "Объединение "Вымпел" | Нет данных | ОАО "Московское городское энергосбытовое предприятие" (Мосгорэнерго), 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