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) ПС 220 кВ "Снежная" Нет данных, ГРСИ 52072-12
Номер госреестра:
52072-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Снежная"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Велес", г.Среднеуральск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0011
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49113
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
коммерческого
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Снежная»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Снежная» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для
измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки,
хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы
для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса
точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее-
ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии
типа Альфа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной
электроэнергии), 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии),
вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 4
измерительных канала системы по количеству точек учета электроэнергии.
Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для
хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по
активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же
запрограммированных параметров.
2-йуровеньвключаетвсебяинформационно-вычислительныйкомплекс
электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных
(далее - УСПД), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.
УСПД типа ЭКОМ-3000 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом
коэффициентовтрансформацииТТиТН)иархивированиерезультатовизмерений
электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой
информации в информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК). Полученная
информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины
хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения
информации определяется при конфигурировании УСПД.
3-й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс. Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая
Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии (далее – ОРЭ).
ИВК состоит из центр сбора и обработки данных (далее – ЦСОД) филиала ОАО «ФСК
ЕЭС» - МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), а также устройства
синхронизации времени в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири и в ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), аппаратуры приема-передачи
данных и технических средств
лист № 2
всего листов 10
для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к
информации. В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется специализированное
программное обеспечение (далее - СПО) «Метроскоп».
К серверам ИВК подключен коммутатор
Ethernet. Также к коммутатору подключено
автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) персонала.
Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ
подстанции.
Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни
АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Снежная».
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока,
имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи
трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на
вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные
резистивныеделителиподается непосредственно наизмерительнуюмикросхему
.
Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по
каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет
различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной
микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и
реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной
информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер
осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на
выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение
максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение
мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно и может
составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств
измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп)
автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по сетям спутниковой
связи VSAT (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД
выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи
стандарта GSM в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Между ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири
происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи
энергетики (далее - ЕЦССЭ).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные
данные в базу данных (далее - БД) сервера ИВК ОАО «ФСК ЕЭС». В сервере БД ИВК АИИС
КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений приращений потребленной
электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не
менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически
сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
автоматическиформируетфайлотчетасрезультатамиизмеренийприпомощи
СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную
автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО
«АТС» и в филиал «СО ЕЭС» - Тюменское РДУ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК
ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
лист № 3
всего листов 10
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную
функцию измерений времени и формируется на всех уровнях системы.
Контроль времени в ИК ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе
опроса (один раз в 30 минут), синхронизация часов
счетчиков выполняется
автоматически в
случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ± 1 секунды.
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически, через встроенный в УСПД
GPS-приемник. В комплект GPS-приемника входит антенна и антенный кабель. Синхронизация
часов УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 сек.
В ИВК
ЦСОД МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ
ЕНЭС (Метроскоп) также
используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, которое подключается к
коммуникационному серверу по интерфейсу RS-232. Синхронизация часов серверов ИВК
выполняетсяавтоматическипосигналамУССВ-35HVSежесекундно,погрешность
синхронизации не более 0,1 сек.
Таким образом, погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и
организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах,
корректируемого и
корректирующего устройств в
момент
непосредственно предшествующий
корректировке.
Программное обеспечение
Таблица 1. Идентификационные данные СПО, установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп)
Наименование
программного
обеспечения
СПО (АИИС КУЭ)
ЕНЭС (Метроскоп)
1.00
MD5
обеспечения
(идентификаци
онный номер)
Идентификационно
Номер версии
е наименование
программного
программного
обеспечения
Алгоритм
Цифровой идентификаторвычисления
программного обеспеченияцифрового
(контрольная сумма идентификатор
исполняемого кода) а программного
обеспечения
СПО (АИИС
КУЭ) ЕНЭС
(Метроскоп)
289аа64f646cd3873804db5fb
d653679
·
Комплексизмерительно-вычислительныйАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп),
включающий в себя СПО внесен в Госреестр СИ РФ под № 45048-10;
·
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и
способов организации измерительных каналов;
·
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2
нормированы с учетом СПО;
·
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого
носителя. Уровень защиты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
лист № 4
всего листов 10
Номер ИК, код
точки измерений
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
или свидетельства о
поверке
Обозначение, тип
Наименование
измеряемой величины
Вид энергии
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
Г.Р. № 31857-11
А1802 RALXQ-Р4GB-
DW4
01247904
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
Г.Р. № 31857-11
А1802 RALXQ-Р4GB-
DW4
01247905
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе
устройства сбора и передачи данных УСПД ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-09, зав. № 06050834), а уровень ИВК на базе Комплекса
измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10).
Таблица 2. Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК
Канал измеренийСостав 1-го уровня измерительного канала
Метрологические
характеристики
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Относительная
Основнаяпогрешность ИК
относительная в рабочих
погрешность условиях
ИК, (±δ) %эксплуатации,
(±δ) %
сos φ = 0,87сos φ = 0,5
sin φ = 0,5 sin φ = 0,87
ТТ
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
Г.Р. № 22440-07
АТВГ-110
ВТВГ-110
СТВГ-110
2007-12
2006-12
2005-12
ТН
НКФ-110-57
НКФ-110-57
НКФ-110-57
1024592
1023192
1024558
КТ = 0,5
А
1
Ктн=110000:√3/100:√3 В
Г.Р. № 14205-11
С
ВЛ 110 кВ Снежная -
Западно-Салымская-1
Счетчик
132000
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная± 0,5 %± 1,9 %
Реактивная± 1,1 %± 1,7 %
ТТ
ТН
ТВГ-110
ТВГ-110
ТВГ-110
НКФ-110-57
НКФ-110-57
НКФ-110-57
1972-12
1973-12
1974-12
1024598
1024588
1024529
КТ = 0,2S
А
Ктт = 600/5 В
Г.Р. № 22440-07
С
КТ = 0,5
А
2
Ктн=110000:√3/100:√3 В
Г.Р. № 14205-11
С
ВЛ 110 кВ Снежная -
Западно-Салымская-2
Счетчик
132000
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная± 0,5 %± 1,9 %
Реактивная± 1,1 %± 1,7 %
лист № 5
всего листов 10
Номер ИК, код
точки измерений
Наименование
измеряемой величины
Вид энергии
-
-
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
Г.Р. № 31857-11
А1805 RALXQ-Р4GB-
DW4
01250650
-
-
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
Г.Р. № 31857-11
А1805 RALXQ-Р4GB-
DW4
01250649
Окончание таблицы 2
Канал измеренийСостав 1-го уровня измерительного канала
Метрологические
характеристики
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,Обозначение, тип
№ Госреестра СИ
или свидетельства о
поверке
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Относительная
Основнаяпогрешность ИК
относительная в рабочих
погрешность условиях
ИК, (±δ) %эксплуатации,
(±δ) %
сos φ = 0,87сos φ = 0,5
sin φ = 0,5 sin φ = 0,87
ТТ
КТ = 0,5S
Ктт = 40/5
Г.Р. № 47959-11
АТОП-0,66
ВТОП-0,66
СТОП-0,66
2104145
2104171
2104142
ТН
3
-
КЛ-0,4 Ростелеком-1
Счетчик
8
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная± 1,0 %± 4,9 %
Реактивная± 2,1 %± 3,6 %
ТТ
КТ = 0,5S
Ктт = 40/5
Г.Р. № 47959-11
АТОП-0,66
ВТОП-0,66
СТОП-0,66
2104149
2104147
2104153
ТН
4
-
КЛ-0,4 Ростелеком-2
Счетчик
8
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная± 1,0 %± 4,9 %
Реактивная± 2,1 %± 3,6 %
лист № 6
всего листов 10
Примечания:
1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК для измерения
электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р = 0,95;
2. Нормальные условия:
− параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
− параметры сети: диапазон напряжения (0,98 – 1,02)Uн; диапазон силы тока
(1,0 – 1,2)Iн; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха: ТТ от 15°С до 35°С; ТН от 10°С до 35°С;
счетчиков: от 21°С до 25°С; УСПД от 15°С до 25°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн1; диапазон силы
первичного
тока
(0,01(0,02) – 1,2)Iн1;
коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0(0,6 – 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 30°С до 35°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения(0,9 – 1,1)Uн2; диапазон силы
вторичного тока (0,01 – 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0 (0,6 – 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
− относительная влажность воздуха (40-60) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа
4.Измерительныеканалывключаютизмерительныетрансформаторытокапо
ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики
электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической
энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС
220 кВ «Снежная» как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 – не
менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
лист № 7
всего листов 10
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- журнал УСПД:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты – С.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 при
отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 – не менее 30 лет;
- ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее
35 суток;
- ИВК – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее
3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Снежная» типографическим способом.
лист № 8
всего листов 10
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Снежная» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и
на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Снежная» представлена в таблице 3.
Кол. (шт)
1
ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири
1
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Снежная»
Наименование (обозначение) изделия
Трансформаторы тока ТВГ-110
Трансформаторы тока ТОП-0,66
Трансформаторы напряжения НКФ-110-57
Счетчики электрической энергии многофункциональные А1800
6
6
6
4
1
2
УСПД ЭКОМ-3000
УССВ-35HVS
Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Методика поверки
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
1
1
1
Поверка
Осуществляется по документу МП 52072-12 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Снежная».
Методика поверки», согласованной с ВНИИМС в ноябре 2012 года.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»,
-
трансформаторынапряжения –в соответствии сГОСТ 8.216-88«ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методикаповерки» и/илиМИ2845-2003
«Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3…35 кВ. Методика поверки на
месте эксплуатации» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы
напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью
эталонного делителя»,
-
средства измерений по МИ 3195-2009. «Государственная система обеспечения
единства измерений. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»,
-
средства измерений по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения
единства измерений. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»,
-
счетчик Альфа А1800 – в соответствии с документом «Счетчики электрической
энергиитрехфазныемногофункциональныеАльфа А1800.Методикаповерки
ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУп «ВНИИМС» в 2011 г.,
-
УСПД ЭКОМ-3000 – в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программно-
технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003
МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.,
-
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) – в соответствии с документом
ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ
лист № 9
всего листов 10
ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки»,
утвержденная ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.,
-
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 со
счетчиками Альфа А 1800 и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01,
-
термогигрометрCENTER(мод.314):диапазонизмеренийтемпературыот
-20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от
10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе 0776-0108-115-КУЭ ИЭ «Автоматизированная
информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучетаэлектроэнергииЕдиной
национальной электрической сети на АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Снежная» филиал ОАО «ФСК
ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Снежная»
ГОСТ 22261-94«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
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».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
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. Основные
положения».
0776-0108-115-КУЭ ИЭ«Автоматизированнаяинформационно-измерительнаясистема
коммерческого учета электроэнергии Единой национальной электрической
сети на АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Снежная» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» -
МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Велес» (ООО «Велес»)
Юр. адрес: 624071, Россия, Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Строителей, д.8, оф.53
Почт. адрес: 624071, Россия, Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Бахтеева, 25А-60
тел./факс: +79022749085/-
лист № 10
всего листов 10
Испытатель
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46, тел./факс: 8(495) 437-55-77
Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний средств
измерений № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.Б. Булыгин
М.п.«____»_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 69595-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Ключевая | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 82369-21 | Система измерений количества и показателей качества нефти и стабильного газового конденсата "Нефтеконденсатопровод от УПН Валанжинской залежи Восточно-Уренгойского лицензионного участка до ПСП "Заполярное" | - | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие ОЗНА - Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА - Инжиниринг"), г. Уфа | 1 год | Перейти |
| 66841-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Лузино | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 42370-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ "Калининская" - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ "Калининская" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 19575-00 | Комплексы технические средств для автоматизации контроля и учета электрической энергии и мощности "Энергомера" | Нет данных | ОАО "Концерн Энергомера", г.Ставрополь | 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