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 500/220 кВ "Магистральная" Нет данных, ГРСИ 52082-12
Номер госреестра:
52082-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ "Магистральная"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Велес", г.Среднеуральск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0017
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49127
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Магистральная»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Магистральная» (далее - АИИС КУЭ)
предназначенадляизмеренияактивнойиреактивнойэнергии,атакжедля
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 0,5S по ГОСТ 7746-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа
Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и 1,0
по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных, образующие
2 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 RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом
коэффициентов трансформации ТТ) и архивирование результатов измерений электрической
энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в
информационно-вычислительныйкомплекс(далее–ИВК).Полученнаяинформация
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 для
организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к
лист № 2
всего листов 9
информации. В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири используется
программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа Центр», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) –
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 500/220 кВ «Магистральная».
Первичные фазные токи преобразуются измерительными 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
резистивныеделителиподаетсянепосредственнонаизмерительнуюмикросхему
.
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).
Коммуникационный сервер опроса ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири автоматически
опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по каналу связи, организованному на базе
сотовой сети связи стандарта GSM в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной
Сибири.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные
данные в базу данных (далее – БД) сервера ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири. В сервере БД
ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири 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.
В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД
МЭС Западной Сибири по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (далее -
ЕЦССЭ) – один раз в 30 минут. Сервер сбора данных ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
осуществляет соединение и получение данных с коммуникационного сервера ЦСОД МЭС
Западной Сибири в котором реализован протокол «Альфа ЦЕНТР»/»Каскад» версии 1.26, что
исключает любое несанкционированное вмешательство и модификацию данных ПО «Альфа
Центр».
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные
данные в БД сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). 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
лист № 3
всего листов 9
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
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.
СинхронизациячасовУСПДвыполняетсяавтоматически,черезустройство
синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников
глобальной системы позиционирования (GPS) и которое подключено к УСПД по интерфейсу
RS-232. 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) и ПО АльфаЦентра, установленного в ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири
Наименование
программного
обеспечения
Цифровой идентификатор
программного обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
СПО (АИИС КУЭ)
ЕНЭС (Метроскоп)
1.00
289аа64f646cd3873804db5fbd
653679
MD5
Номер версии
Идентификационно (идентификац
е наименование ионный
программного номер)
обеспеченияпрограммного
обеспечения
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатор
а программного
обеспечения
2
3
4
5
1
СПО (АИИС
КУЭ) ЕНЭС
(Метроскоп)
лист № 4
всего листов 9
amra.exe
Альфа ЦЕНТР.lnk
Конфигуратор.lnk
amrserver.exe
amrc.exe
cdbora2.dll
Encryptdll.dll
alphamess.dll
Окончание таблицы 1
12
345
d7b2a65b053f7b00965f07e962
e0aaee
9779e562a8958204284b865f2a
cd09c6
9b8ce8b7b7562062f0b8713f3f
2f4413
d24af846591483b84ee5be8b84
570126
Альфа ЦЕНТР
Коммуникатор.lnk
Альфа ЦЕНТР
Диспетчер
заданий.lnk
Альфа ЦЕНТР
Утилиты.lnk
c0aeec492367782e2c523b075a
abfff0
Альфа ЦЕНТР
Статус.lnk
«АльфаЦентр»Альфа ЦЕНТР
Администратор.lnk
70b7d90e520172503b66eb866
2dab414
5.05.01.0140a753f95155fdbf4f64fd19f93MD5
efa59
48e9434fcb7cf2290145108177
672d4b
a8647df1bf210bfa14395cab0ea
24968
c2f76626e3ebb71c647ee6b63a
2735ce
5d8c1bbb486f5cc2d62004a839
d14295
0939ce05295fbcbbba400eeae8
d0572c
b8c331abb5e34444170eee9317
d635cd
·
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 ПО и 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 № 5
всего листов 9
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 RTU-325 (Госреестр № 37288-08, зав. № 587), а уровень ИВК на базе Комплекса измерительно-
вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10).
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
01250654
-
-
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
Г.Р. № 31857-11
А1805 RALXQ-Р4GB-
DW4
01250656
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
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
2104159
2104162
2104173
ТН
1
-
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
2104165
2104175
2104154
ТН
2
-
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 9
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; 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:
− параметры сети: диапазон напряжения (0,9 – 1,1)Uн; 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 10°С до 30°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон напряжения (0,9 – 1,1)Uн; 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, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения
активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-05 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 500/220 кВ «Магистральная» 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 9
- 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:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- электросчётчика;
- 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 500/220 кВ «Магистральная» типографическим
способом.
лист № 8
всего листов 9
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и
на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная» представлена в таблице 3.
1
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная»
Наименование (обозначение) изделия
Трансформаторы тока ТОП-0,66
Счетчики электрической энергии многофункциональные А1800
УСПД RTU-325
УССВ-35HVS
Кол. (шт)
6
2
1
3
Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
ПО "Альфа-Центр"
ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири
Методика поверки
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
1
1
1
1
1
Поверка
Осуществляется по документу МП 52082-12 «Система автоматизированная информационно-
измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ПС500/220кВ
«Магистральная». 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»,
-
средства измерений по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»,
-
счетчик Альфа А1800 – в соответствии с документом «Счетчики электрической
энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки
ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.,
-
УСПД RTU-325 – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи
данных RTU-325иRTU-325L.МетодикаповеркиДЯИМ.466.453.005МП»,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.,
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств
измерений 27008-04,
-
ИВКАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп)–всоответствиисдокументом
ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ
ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки»,
утвержденная ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.,
-
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 %.
лист № 9
всего листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе 041-11/ГРП-АЭС ИЭ «Автоматизированная
информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучетаэлектроэнергииЕдиной
национальной электрической сети на АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная» 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 500/220 кВ «Магистральная»
ГОСТ 22261-94«Средства измерений электрических и магнитных величин. 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».
041-11/ГРП-АЭСИЭ «Автоматизированнаяинформационно-измерительнаясистема
коммерческого учета электроэнергии Единой национальной электрической
сети на АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Магистральная» 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/-
Испытатель
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
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.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 45362-10 | Весы автоматические дискретного действия (порционные) для суммарного учета сыпучих и жидких материалов | Mesomatic FA 288/M/2P | Фирма "Mesomatic GmbH & Co. KG", Германия | 1 год | Перейти |
| 78115-20 | Система измерительная для стендовых испытаний главных редукторов вертолетов | СИГР-8 | ООО "ПКЦ Системы ТРИАЛ", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 69221-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зерновая | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 53240-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Воскресенск" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Московской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 13630-05 | Системы учета и контроля резервуарных запасов | Entis | Фирма "Enraf B.V.", Нидерланды | 2 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