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 "Трачуковская" Нет данных, ГРСИ 53476-13
Номер госреестра:
53476-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ "Трачуковская"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Велес", г.Среднеуральск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0019
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 50721
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Трачуковская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Трачуковская» (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 состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса
точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН)
класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчика активной и реактивной электроэнергии
А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и 0,5 в части
реактивной электроэнергии, вторичных измерительных
цепей
и
технических средств приема-
передачи данных, образующие один измерительный канал АИИС КУЭ по количеству точек
учета электроэнергии.
Счетчик электрической энергии обеспечен 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-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -
ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства
синхронизации времени и коммутационного оборудования.
УСПД типа RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом
коэффициентовтрансформацииТТиТН)иархивирование результатовизмерений
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 – ИВК обеспечивающий 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 центра сбора и обработки данных (далее – ЦСОД) филиала ОАО «ФСК
ЕЭС» - МЭС Западной Сибири и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп) (далее – ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройств синхронизации
времени УССВ-35HVS, 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) «АльфаЦентр», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) –
специализированноепрограммноеобеспечениеАвтоматизированнаяинформационно-
измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп)
(далее – СПО «Метроскоп»).
К серверам ИВК подключен коммутатор
Ethernet. Также к коммутатору подключено
автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) персонала.
Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ
подстанции.
Измерительный канал (далее – ИК) АИИС КУЭ включает в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни
АИИС КУЭ.
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).
Коммуникационный сервер опроса ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири автоматически
опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-
оптическая линия связи (далее - ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД
выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи
стандарта GSM.
В 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
(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».
Лист № 3
Всего листов 9
В 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 ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл
отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и
автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления
коммерческим учетом (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 АИИС КУЭ.
Контроль времени в ИК ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе
опроса (один раз в 30 минут), синхронизация часов счетчика выполняется автоматически в
случае расхождения времени часов счетчиков 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
используются устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающие сигналы
точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация
часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS, погрешность
синхронизации не более 0,1 сек.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком на
длительный срок, часы счетчика корректируются от переносного инженерного пульта. При
снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика
производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
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.
Лист № 4
Всего листов 9
Программное обеспечение
Наименование
программного
обеспечения
Цифровой идентификатор
программного обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
СПО
«Метроскоп»
СПО
«Метроскоп»
1.00
289аа64f646cd3873804db5fbd
653679
MD5
amra.exe
Альфа ЦЕНТР.lnk
Конфигуратор.lnk
amrserver.exe
amrc.exe
cdbora2.dll
Encryptdll.dll
alphamess.dll
Таблица 1. Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ
ЕНЭС (Метроскоп) и ПО АльфаЦентра, установленного в ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири
Номер версии
Идентификацион- (идентификац
ное наименованиеионный
программногономер)
обеспечения программного
обеспечения
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификато-
ра рограммного
обеспечения
1
2
3
4
5
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 ЦЕНТР5.05.01.01
Администратор.lnk
70b7d90e520172503b66eb866
2dab414
40a753f95155fdbf4f64fd19f93MD5
efa59
48e9434fcb7cf2290145108177
672d4b
a8647df1bf210bfa14395cab0ea
24968
c2f76626e3ebb71c647ee6b63a
2735ce
5d8c1bbb486f5cc2d62004a839
d14295
0939ce05295fbcbbba400eeae8
d0572c
b8c331abb5e34444170eee9317
d635cd
·
Комплексизмерительно-вычислительныйАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп),
включающий в себя СПО «Метроскоп» 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 таблице 2
нормированы с учетом ПО;
·
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 измерительного канала АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора
и передачи данных УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03, зав. № 581), а уровень ИВК на базе комплекса измерительно-вычислительного
АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10).
Номер ИК, код
точки измерений
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
Наименование
измеряемой величины
Вид энергии
1
ВЛ 500 кВ
СГРЭС – 2 –
Трачуков-
ская
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
Г.Р. № 31857-11
А1802RALXQ-P4GB-
DW4
01250661
Таблица 2. Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК
Канал измеренийСостав 1-го уровня измерительного канала
Метрологические
характеристики
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
1ТН
2ТН
КТ = 0,2S
А
Ктт = 2000/1 В
Г.Р. № 29687-05
С
КТ = 0,2
А
Ктн=500000:√3/100:√3 В
Г.Р. № 52123-12
С
КТ = 0,2
А
Ктн=500000:√3/100:√3 В
Г.Р. № 52123-12
С
OSKF
OSKF
OSKF
OTCF 525
OTCF 525
OTCF 525
OTCF 525
OTCF 525
OTCF 525
483962
483965
483964
702925511
702925503
702925510
702925502
702925504
702925508
Счетчик
10000000
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная± 0,5± 1,9
Реактивная± 1,1± 1,7
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; 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 (0,02 (0,05) – 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 вторичногонапряжения(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. 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 ОАО «ФСК ЕЭС» порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа А1800 – не менее
Т
0
= 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности T
в
= 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 40000 ч, среднее время
восстановления работоспособности T
в
= 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности T
в
= 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-резервирование каналовсвязи:информация орезультатахизмеренийможет
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
Лист № 7
Всего листов 9
- 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.
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 направленияхпри
отключении питания: для счетчиков типа А1800 – не менее 30 лет;
- ИВКЭ – результатыизмерений, состояниеобъектов и средств измерений- неменее35 суток; -
ИВК – результатыизмерений, состояниеобъектов и средств измерений– не менее3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Трачуковская» типографическим
способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Трачуковская» определяется проектной
документацией на АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на
АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Лист № 8
Всего листов 9
1
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока OSKF
Трансформаторы напряжения емкостные OTCF 550
Счетчики электрической энергии многофункциональные А1800
Устройство сбора и передачи данных RTU-325
УССВ-35HVS
Количество (шт)
3
6
1
1
3
Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
ПО "АльфаЦентр"
СПО "Метроскоп"
ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири
Методика поверки
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
1
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 53476-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ПС500/220кВ
«Трачуковская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в
апреле 2013 года.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторынапряжения.Методикаповерки»и/илиМИ2982-2006«ГСИ.
Трансформаторы напряжения измерительные 500/√3…750/√3 кВ. Методика поверки на месте
эксплуатации»;
-
по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
-
счетчика 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 – по документу «Комплексы программно-аппаратных средств для
учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ
СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
-
ИВКАИИСКУЭЕНЭС(Метроскоп)–всоответствиисдокументом
ЕМНК.466454.005.МП «Комплексыизмерительно-вычислительныеАИИС КУЭЕНЭС
(Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденным 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
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С,
дискретность0,1 °С; диапазонизмеренийотносительнойвлажности от10 до100%, дискретность 0,1%.
Лист № 9
Всего листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе 3648/5-125-АУ ИЭ «Автоматизированная
информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучетаэлектроэнергииЕдиной
национальной электрической сети на АИИС КУЭ ПС 500/220 кВ «Трачуковская» филиал
ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ «Трачуковская»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения»,
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»,
3648/5-125-АУ ИЭ Автоматизированнаяинформационно-измерительнаясистема
коммерческого учета электроэнергии Единой национальной электрической
сети
на АИИС КУЭ ПС
500/220 кВ «Трачуковская» 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»)
Юридический адрес: 624071, Россия, Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Строителей,
д.8, оф.53,
Почтовый адрес: 624071, Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Бахтеева, 25А-60
тел./факс: +79022749085/-
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Аттестат аккредитации № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495) 437-55-77
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 30542-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 330 кВ Лоухи" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 50297-12 | Система приборного учета (система автоматизированная комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Куйбышевской железной дороги | Нет данных | ЗАО "Отраслевой центр внедрения новой техники и технологий", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48204-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии бытового и мелкомоторного сектора на территории г. Губкинский ЯНАО Тюменской области | Нет данных | ООО "Сервисный центр "Энергия", г.Химки | 4 года | Перейти |
| 33481-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Крупская" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 67693-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по ЛПДС "Пенза" | Нет данных | ООО "НексусСистемс", г.Уфа | 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