ГРСИ 58155-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Ленинградской области Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

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

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
58156-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Ленинградской области Нет данных, ГРСИ 58155-14

Смотреть ГРСИ
58154-14

Номер госреестра:

58155-14

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 030

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

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

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

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

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству №56428

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги фи-

лиала ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД»

в границах Ленинградской области (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений актив-

ной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования от-

четных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в

рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные

трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и

реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по

ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической

энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и

техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические

характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-327 (далее – УСПД), контроллер

СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-1 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя

сервер ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД», сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»,

сервер центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ОАО «Ленэнерго» и ИВК «ИКМ-Пирамида»,

УССВ-16HVS, УССВ-35HVS, УСВ-1 и УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические

средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к

информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение

(ПО) «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» и ПО «Пирамида-2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

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

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

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

период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Лист № 2

Всего листов 17

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений

передаются в целых числах кВт∙ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 1-11 и №№ 14-40

при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД RTU-

327, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициен-

тов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее по

каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются

на сервер сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Пере-

дача информации об энергопотреблении на сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» произво-

дится автоматически, путем межсерверного обмена.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №№ 12, 13, по

проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модем, после чего сигнал

передаётся по каналу связи стандарта GSM на входы контроллера СИКОН С70, где

осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов

трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее через

GSM контроллер результаты измерений передаются на ИВК «ИКМ-Пирамида», где происходит

сбор, обработка и передача информации на ЦСОД ОАО «Ленэнерго». Данные об

энергопотреблении с ЦСОД ОАО «Ленэнерго» в автоматическом режиме передаются на сервер

ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде отчетов XML-формата, в рамках согласованного

сторонами регламента.

Сервер ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» осуществляет передачу полученных данных в

виде XML-отчетов в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным организациям

ОРЭМ.

Передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК ОАО «АТС» за

подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу

связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и

регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в

ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения

статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической

энергии и мощности.

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

уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени,

имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую

синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое

календарное время. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени

УССВ типов 16HVS и 35LVS (35HVS), синхронизирующими часы измерительных компонентов

системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, устройствами

синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими собственное время по сигналам времени,

получаемым от GPS/GLONASS-приемника, входящего в состав УСВ-1.

Для синхронизации часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» используется УССВ-

16HVS. Синхронизация УССВ-16HVS и сервера происходит 1 раз в час. Синхронизация

осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

Для синхронизации сервера ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ ОАО «РЖД»

используется УССВ типа 35LVS (35HVS). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию

часов сервера, при превышении порога

1с происходит коррекция часов сервера.

Лист № 3

Всего листов 17

Часы УСПД RTU-327 синхронизируются с сервером сбора данных ОАО «РЖД» при

каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и

сервера на значение, превышающее ± 1с.

Часы счетчиков ИИК №№ 1 – 11, 14 – 40 синхронизируются с часами УСПД с

периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении

часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.

Для синхронизации часов ЦСОД ОАО «Ленэнерго» используется УСВ-1. Сравнение

показаний часов УСВ-1 и сервера происходит 1 раз в час. Синхронизация осуществляется при

расхождении показаний на величину более чем ±1 с.

ЧасысервераИВК«ИКМ-Пирамида»синхронизированысчасамиУСВ-2,

синхронизация осуществляется 1 раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении

показаний на величину более чем ±1 с.

Синхронизация часов контроллера СИКОН С70 осуществляется от УСВ-1. Коррекция

осуществляется при расхождении на величину более чем ±1 с. Каждый сеанс связи УСВ-1 с

контроллером СИКОН С70 осуществляется сравнение и синхронизация часов. Часы счетчиков

ИИК №№ 12, 13 синхронизируются с часами контроллера ежеминутно, коррекция часов

счетчиков осуществляется при расхождении показаний на величину более чем

2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, контроллеров СИКОН С70, УСПД RTU-

327 и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов

указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего

устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Наименова-

ние про-

граммного

обеспечения

Наименование

файла

Цифровой иденти-

фикатор программ-

ного обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

«Альфа-

ЦЕНТР»

Setup.exe

2.0.0.2

MD5

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» и ПО «Пи-

рамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отобра-

жения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со

смежными системами.

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации па-

ролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является

кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» и ПО

«Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Наименование

программного мо-

дуля (идентифи-

кационное наиме-

нование про-

граммного обес-

печения)

Номер

версии

про-

грамм-

ного

обес-

печения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи-

катора про-

граммного

обеспечения

ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ ОАО «РЖД»

AlphaCenterClie

ntSetup.exe

AlphaCenterSet

up.exe

ACCommSetup.

exe

«ЭНЕРГИЯ-

АЛЬФА»

"АльфаЦЕНТР

АРМ"

" АльфаЦЕНТР

СУБД "Oracle"

"АльфаЦЕНТР

Коммуникатор"

ПК "Энергия

Альфа 2"

a65bae8d7150931f8

11cfbc6e4c7189d

bb640e93f359bab15

a02979e24d5ed48

3ef7fb23cf160f5660

21bf19264ca8d6

17e63d59939159ef3

04b8ff63121df60

Лист № 4

Всего листов 17

Наименова-

ние про-

граммного

обеспечения

Наименование

файла

Цифровой иденти-

фикатор программ-

ного обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

3.20.0.0

Наименование

программного мо-

дуля (идентифи-

кационное наиме-

нование про-

граммного обес-

печения)

Номер

версии

про-

грамм-

ного

обес-

печения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи-

катора про-

граммного

обеспечения

ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

Amrserver.exe

559f01748d4be825c8

cda4c32dc26c56

Amrс.exe

3.20.0.0

Amra.exe

4e1d6c29eb14eb6192

d408ea5de3de85

Cdbora2.dll

0630461101a0d2c1f5

005c116f6de042

ПО «Альфа-

ЦЕНТР»

Программа-

планировщик оп-

роса и передачи

данных

(стандартный ка-

талог для всех мо-

дулей

C:\alphacenter\exe)

драйвер ручного

опроса счетчиков

и УСПД

драйвер автома-

тического опроса

счетчиков и

УСПД

драйвер работы с

БД

библиотека сооб-

щений планиров-

щика опросов

alphamess.dll

b8c331abb5e3444417

0eee9317d635cd

f2958dc53376bc1324

effbc01e4de5cd

MD5

1.2.0.46

CryptoSendMa

Программа фор-

мирования и от-

правки крипто-

графически за-

щищенных сооб-

щений

CryptoSendMail.e

1.2.0.46

f8b11f8c085fb8290b

c458f5db5f979a

MD5

ЦСОД ОАО «Ленэнерго», ИВК «ИКМ-Пирамида»

CalcClients.dll

e55712d0b1b219065

d63da949114dae4

b1959ff70be1eb17c8

3f7b0f6d4a132f

ПО «Пира-

мида 2000»

Модуль вычисле-

ния значений

энергии и мощно-

сти по группам

точек учета

Модуль расчета

небаланса энер-

гии/мощности

Модуль вычисле-

ния значений

энергии потерь в

линиях и транс-

форматорах

CalcLosses.dll

Версия

CalcLeakage.dll3.0

d79874d10fc2b156a0

fdc27e1ca480ac

MD5

Лист № 5

Всего листов 17

Наименова-

ние про-

граммного

обеспечения

Наименование

файла

Цифровой иденти-

фикатор программ-

ного обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

Номер

версии

про-

грамм-

ного

обес-

печения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи-

катора про-

граммного

обеспечения

Metrology.dll

52e28d7b608799bb3

ccea41b548d2c83

ParseBin.dll

6f557f885b73726132

8cd77805bd1ba7

Наименование

программного мо-

дуля (идентифи-

кационное наиме-

нование про-

граммного обес-

печения)

Общий модуль,

содержащий

функции, исполь-

зуемые при вы-

числениях раз-

личных значений

и проверке точно-

сти вычислений

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пе-

редаваемых в би-

нарном протоколе

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пе-

редаваемых по

протоколам се-

мейства МЭК

ParseIEC.dll

48e73a9283d1e66494

521f63d00b0d9f

ParsePiramida.dll

ecf532935ca1a3fd32

15049af1fd979f

SynchroNSI.dll

530d9b0126f7cdc23e

cd814c4eb7ca09

Модуль обработки

ПО «Пирами- значений физиче-

да 2000»ских величин, пе- ParseModbus.dll

редаваемых по

протоколу Modbus

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пе-

редаваемых по

протоколу Пира-

мида

Модуль формиро-

вания расчетных

схем и контроля

целостности дан-

ных нормативно-

справочной ин-

формации

Модуль расчета

величины ресин-

хронизации и зна-

чений коррекции

времени

VerifyTime.dll

1ea5429b261fb0e288

4f5b356a1d1e75

Версия 3.0

c391d64271acf4055b

MD5

b2a4d3fe1f8f48

Лист № 6

Всего листов 17

Наименова-

ние про-

граммного

обеспечения

Наименование

файла

Цифровой иденти-

фикатор программ-

ного обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

Наименование

программного мо-

дуля (идентифи-

кационное наиме-

нование про-

граммного обес-

печения)

Номер

версии

про-

грамм-

ного

обес-

печения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи-

катора про-

граммного

обеспечения

Программ-

ный модуль

УСВ-1

Программный мо-

дуль УСВ-1

usv.exe

Версия

1.0

ba558d4565c3cedb9a

acb83afd6737b2

MD5

Комплексыизмерительно-вычислительныедляучётаэлектрическойэнергии

«АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным

номером № 44595-10.

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии «ЭНЕРГИЯ-

АЛЬФА» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером

№ 35052-07.

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

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

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

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

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи

измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков элек-

трической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормирова-

ны с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий»

в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 7

Всего листов 17

Метрологические и технические характеристики

Но-

мер

ИК

Состав1-гои2-гоуровнейизмерительныхканалов иихметрологические

характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ подстанций Октябрьской

железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области и их основные

метрологические характеристики

Метрологические

измерений

тро-

Погреш

Актив-

ная

Реак-

тивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,6

Актив-

ная

Реак-

тивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,6

УХЛ1

Кл.т. 0,2

Зав.№ 1036

Зав.№ 1037

Зав.№ 905

Актив-

УХЛ1

Кл.т. 0,2

Зав.№ 888

Зав.№ 886

Зав.№ 903

Актив-

Кл.т. 0,2S

10476455

Кл.т. 0,5

Зав.№ 7242

Актив-

тивная

Кл.т. 0,2S

10476451

Кл.т. 0,5

Зав.№ 5456

RTU-327

Зав.

№ 001517

Зав.

№ 000539

Актив-

тивная

Измерительные компоненты

характеристики ИК

Наименование точки

Счетчик

Вид элек-

Основнаяность в

ТТТНэлектрической энер-ИВКЭэнергиипогреш-рабочих

гии ность, % условиях,

23456789

ТЛО-10ЗНОЛ.06-10У3

ПС «Поповка -1500/510000:

3/100:

3A1805RALQ-

тяговая» Кл.т.0,5S Кл.т. 0,5 P4GB-DW-4

110/35/10кВ Вв-1-Зав. №1775Зав.№ 1003724Кл.т. 0,5S/1,0

10кВЗав.№ 1776Зав.№ 1003686 Зав.№ 01230017

Зав. № 1773 Зав.№. 1002636

ТЛО-10 ЗНОЛ.06-10У3

ПС «Поповка -1500/510000:

3/100:

3A1805RALQ-

тяговая» Кл.т. 0,5S Кл.т. 0,5 P4GB-DW-4

110/35/10кВ Вв-2-Зав. №1777Зав.№ 1003790Кл.т. 0,5S/1,0

10кВЗав.№ 1772Зав.№ 1003685 Зав.№ 01230016

Зав. № 1774Зав.№. 1003690

ТБМО-110

НАМИ-110 УХЛ1

ПС «Померанье -50/1

110000:

3/100:

EA05RAL-

B-

4ная± 0,8± 2,1

тяговая» 110/10кВ Кл.т. 0,2S Кл.т. 0,5S/1,0

Ввод Т-1-110кВЗав. №1430Зав.№ 01069464Реак-± 1,5± 4,9

Зав.№ 1448 тивная

Зав. № 1444

БМ

-110

НАМИ-110 УХЛ1

Зав.

ПС «Померанье -50/1

110000:

3/100:

EA05

AL-

B-

№ 001509

ная± 0,8± 2,1

тяговая» 110/10кВ Кл.т. 0,2S Кл.т. 0,5S/1,0

Ввод Т-2-110кВЗав. №1449Зав.№ 01136473Реак-± 1,5± 4,9

Зав.№ 1436 тивная

Зав. № 1445

GIF-30-45

300/5

ЗНОМ-35-54

ПС Пи

каревк

-Зав.№

35000:

3/100:

EA05

AL-

B-

4ная± 1,0± 2,2

тяговая 35кВ, 10476458 Кл.т. 0,5S/1,0

ввод-Т-1 35кВ Зав.№

Зав.№ 7128

Зав.№ 01130097Реак-± 1,8± 5,0

Зав. №

Зав.№ 6942

10476457

GIF-30-45

300/5

ЗНОМ-35-54

ПС Пи

каревк

-Зав.№

35000:

3/100:

EA05

AL-

B-

4ная± 1,0± 2,2

тяговая 35кВ, 10476456 Кл.т. 0,5S/1,0

ввод-Т-2 35кВ Зав.№

Зав.№ 6914

Зав.№ 01130064Реак-± 1,8± 5,0

Зав. №

Зав.№ 8985

10476454

Лист № 8

Всего листов 17

ПС «Мельничный

ручей - тяговая»

110/35/10 кВ

Т-1-110кВ

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 942

Зав.№ 954

Зав.№ 947

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01097628

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 2128

Зав.№ 969

Зав.№ 699

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130160

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 852

Зав.№ 847

Зав.№ 845

EA05RAL-B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130203

EA05 RAL-В-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130369

ПС «Теребочево -

тяговая» 110/10кВ,

ВЛ-110кВ Береж-

ковская-1

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 3712

Зав.№ 3740

Зав.№ 3741

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01231409

RTU-327

Зав.

№ 001509

Зав.

№ 001517

Зав.

№ 000539

НТМИ-10-66 У3

10000/100

Кл.т. 0,5

Зав.№ 3470

A1805RALQ-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01155451

НАМИ-10 У2

10000/100

Кл.т. 0,2

Зав.№ 254

A1805RALQ-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01155242

СИКОН

С70

Зав.№

02180

ПС «Старый Пе-

тергоф-тяговая"

35/6кВ

Ввод Т-5 6кВ

ТОЛ-10-IМ-4

1500/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 183

Зав. № 641

Зав. № 642

НАМИТ-10-2

УХЛ2

6000/100

Кл.т. 0,5

Зав.№

6559090000001

Меркурий 233

ART2-00 KRR

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 04415997

Продолжение таблицы 2

789

Актив-

ная± 0,8± 2,1

Реак-± 1,5± 4,9

тивная

ПС «Лебяжье- тя-

8говая» 110/10кВ

Т-1 -110кВ

Актив-

ная± 0,8± 2,1

Реак-± 1,5± 4,9

тивная

ПС «Лебяжье- тя-

9говая» 110/10кВ

Т-2 -110кВ

Актив-

ная± 0,8± 2,1

Реак-± 1,5± 4,9

тивная

ПС "Чолово-

тяговая"

10110/35/10кВ

ВЛ-110 кВ Чолов-

ская-1

VAU-110

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав. № 864938

Зав.№ 864940

Зав.№ 864939

Актив-

ная± 0,8± 2,1

Реак-± 1,5± 4,9

тивная

Актив-

ная± 0,6± 1,5

Реак-± 1,1± 2,9

тивная

ПС-244 «Размете-

12 лево» 110/35/10кВ,

Вв-1-10кВ

Актив-

ная± 1,3± 3,2

Реак-± 2,5± 5,2

тивная

ПС-244 «Размете-

13 лево» 110/35/10кВ,

Вв-2-10кВ

ТБМО-110

УХЛ1

150/1

Кл.т. 0,2S

Зав. № 965

Зав.№ 962

Зав.№ 973

ТБМО-110

УХЛ1

75/1

Кл.т. 0,2S

Зав. № 1562

Зав.№ 1598

Зав.№ 1563

ТБМО-110

УХЛ1

75/1

Кл.т. 0,2S

Зав. № 1560

Зав.№ 1565

Зав.№ 1569

VAU-110

50/1

Кл.т. 0,2S

Зав. № 864938

Зав.№ 864940

Зав.№ 864939

ТБМО-110

УХЛ1

600/1

Кл.т. 0,2S

Зав. № 5670

Зав.№ 5669

Зав.№ 5671

ТВЛМ -10

800/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 25578

Зав. № 25501

Зав. № 25572

ТПОЛ-10

800/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 48263

Зав. № 48268

Зав. № 48125

Актив-

ная± 1,1± 3,2

Реак-± 2,2± 5,1

тивная

RTU-327

Зав.

№ 001509

Зав.

№ 001517

Зав.

№ 000539

Актив-

ная± 1,3± 3,3

Реак-± 2,5± 5,6

тивная

Лист № 9

Всего листов 17

ПС «Старый Пе-

тергоф-тяговая"

35/6кВ

Ввод Т-6 6кВ

Меркурий 233

ART2-00 KRR

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 05366451

ПС «Старый Пе-

тергоф-тяговая"

35/6кВ

яч.12 КЛ-6кВ

НАМИТ-10-2

УХЛ2

6000/100

Кл.т. 0,5

Зав.№

6560090000002

Меркурий 233

ART2-00 KRR

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 04424286

ПС «Старый Пе-

тергоф-тяговая"

35/6кВ

яч.11 КЛ-6кВ

Меркурий 233

ART2-00 KRR

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 04439302

ПС «Лигово-

тяговая" 35/6кВ

Ввод Т-1 6кВ

(яч.7)

НАМИТ-10-2

УХЛ2

6000/100

Кл.т. 0,5

Зав.№

6559090000002

Меркурий 233

ART2-00 KRR

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 04439303

ПС «Лигово-

тяговая" 35/6кВ

Ввод Т-2 6кВ

(яч.8)

НАМИТ-10-2

УХЛ2

6000/100

Кл.т. 0,5

Зав.№

6560090000001

Меркурий 233

ART2-00 KRR

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 04434250

ПС «Лигово-

тяговая" 35/6кВ

фид.Лигово 6кВ

(яч.21)

Меркурий 233

ART2-00 KRR

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 04424297

ПС «Лигово-

тяговая" 35/6кВ

фид.ТПЭ 6кВ

(яч.24)

Меркурий 233

ART2-00 KRR

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 04439298

ПС Гатчина-

тяговая 110/10кВ

ОРУ 110 кВ

КЛ 110 кВ Гат-

чинская -1

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01210978

Продолжение таблицы 2

6789

Актив-

ная± 1,3± 3,3

Реак-± 2,5± 5,6

тивная

Актив-

ная± 1,3± 3,3

Реак-± 2,5± 5,6

тивная

НАМИТ-10-2

УХЛ2

6000/100

Кл.т. 0,5

Зав.№

6559090000001

Актив-

ная± 1,3± 3,3

Реак-± 2,5± 5,6

тивная

Реак-± 2,3± 4,7

тивная

Актив-

ная± 1,1± 3,0

Реак-± 2,3± 4,7

тивная

Актив-

ная± 1,1± 3,0

Реак-± 2,3± 4,7

тивная

ТОЛ-10-IМ-4

УХЛ2

1500/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 107

Зав. № 115

Зав. № 116

ТОЛ-10-I-7 У2

200/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 21391

Зав. № 21390

Зав. № 21319

ТОЛ-10-I-7 У2

200/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 21388

Зав. № 21318

Зав. № 21316

ТОЛ-10-IМ-4

УХЛ2

1500/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 365

Зав. № 192

Зав. № 191

ТОЛ-10-IМ-4

УХЛ2

1500/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 117

Зав. № 108

Зав. № 109

ТОЛ-10-I-7 У2

300/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 184

Зав. № 92

Зав. № 89

ТОЛ-10-I-7 У2

300/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 21478

Зав. № 21485

Зав. № 21475

IMB123

1000/1

Кл.т. 0,2S

Зав.№ 8802204

Зав.№ 8802203

Зав.№ 8802199

НАМИТ-10-2

УХЛ2

6000/100

Кл.т. 0,5

Зав.№

6559090000002

НАМИТ-10-2

УХЛ2

6000/100

Кл.т. 0,5

Зав.№

6560090000001

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 5069

Зав.№ 5056

Зав.№ 5032

Актив-

ная± 1,1± 3,0

RTU-327

Зав.Реак-± 2,3± 4,7

№ 001509 тивная

Зав.

№ 001517

Зав.Актив-

№ 000539ная± 1,1± 3,0

Актив-

ная± 0,6± 1,5

Реак-± 1,1± 2,9

тивная

Лист № 10

Всего листов 17

ПС Новолисино-

тяговая 110/10кВ,

КВЛ 110 кВ Фор-

носовская-6

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 4646

Зав.№ 4647

Зав.№ 4648

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01206077

ПС Новолисино-

тяговая 110/10кВ,

КВЛ 110 кВ Фор-

носовская-7

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 4641

Зав.№ 4656

Зав.№ 4655

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01206073

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01248006

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01244472

ЭЧ-3 "Поповка"

110/35/10кВ

РУ-10кВ 2с.ш.

яч.№17 (ф.2)

A1805RLQ-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01230030

ЭЧ-3 "Поповка"

110/35/10кВ

РУ-10кВ 1с.ш.

яч.№8 (ф. 3)

A1805RLQ-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01230022

ЭЧ-3 "Поповка"

110/35/10кВ

РУ-10кВ 1с.ш.

яч.№3 (ф.9)

A1805RLQ-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01230027

ЗНОЛ.06-10У3

10000:

3/100:

Кл.т. 0,5

Зав.№. 1003724

Зав.№ 1003686

Зав.№ 1002636

EA05RAL-В-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01097606

Продолжение таблицы 2

6789

Актив-

ная± 0,6± 1,5

Реак-± 1,1± 2,9

тивная

Актив-

ная± 0,6± 1,5

Реак-± 1,1± 2,9

тивная

ПС «Лужская -25

тяговая» 110/10кВ

Ввод-1 110кВ

Актив-

ная± 0,6± 1,5

ПС «Лужская -26

тяговая» 110/10кВ

Ввод-2 110кВ

НАМИ-110УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 8012

Зав.№ 8019

Зав.№ 8024

НАМИ-110УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 7891

Зав.№ 7825

Зав.№ 7569

ЗНОЛ.06-10У3

10000:

3/100:

Кл.т. 0,5

Зав.№. 1003790

Зав.№ 1003685

Зав.№ 1003690

Реак-± 2,5± 5,6

тивная

Актив-

ная± 1,3± 3,3

Реак-± 2,5± 5,6

тивная

Актив-

ная± 1,3± 3,3

Реак-± 2,5± 5,6

тивная

ПС Поповка

110/35/10кВ, ЗРУ-

10кВ,

1СШ-10кВ,

ф.482-03-10кВ

(ф.1)

IMB123

600/1

Кл.т. 0,2S

Зав.№

1HSE8801124

Зав.№

1HSE8801126

Зав.№

1HSE8801128

IMB123

600/1

Кл.т. 0,2S

Зав.№

1HSE8801129

Зав.№

1HSE8801127

Зав.№

1HSE8801125

ТОГФ-110

400/1

Кл.т. 0,2S

Зав.№ 336

Зав.№ 334

Зав.№ 335

ТОГФ-110

400/1

Кл.т. 0,2S

Зав.№ 349

Зав.№ 360

Зав.№ 347

ТЛО-10

400/5

Кл.т. 0,5 S

Зав.№ 1780

Зав.№ 1788

Зав.№ 1784

ТЛО-10

400/5

Кл.т. 0,5 S

Зав.№ 1781

Зав.№ 12687

Зав.№ 1787

ТЛО-10

400/5

Кл.т. 0,5 S

Зав.№ 1786

Зав.№ 1785

Зав.№ 1782

ТЛО-10

100/5

Кл.т. 0,5 S

Зав.№ 1805

Зав.№ 1808

Зав.№ 1819

Реак-± 1,1± 2,4

тивная

RTU-327

Зав.Актив-

№ 001509ная± 0,6± 1,5

Зав.

№ 001517Реак-± 1,1± 2,4

Зав. тивная

№ 000539

Актив-

ная± 1,3± 3,3

Актив-

ная± 1,3± 3,3

Реак-± 2,5± 6,4

тивная

Лист № 11

Всего листов 17

EA05RAL-В-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130235

EA02RAL-В-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01162388

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 1503

Зав.№ 1513

Зав.№ 1539

EA02RAL-В-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01162389

EA02RAL-В-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01162391

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 1493

Зав.№ 2052

Зав.№ 2055

А1802RALQ-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01228685

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 1503

Зав.№ 1513

Зав.№ 1539

EA02RAL-В-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01162387

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 1493

Зав.№ 2052

Зав.№ 2055

EA02RAL-В-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 01162390

ПС №424 "Паша"

220 кВ

НАМИ-220 УХЛ1

220000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 1950

Зав.№ 1966

Зав.№ 1960

EA05RAL-В-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130301

Продолжение таблицы 2

6789

ПС Поповка

110/35/10кВ, ЗРУ-

10кВ,

2СШ-10кВ, ф.482-

18-10кВ

(ф.4)

ЗНОЛ.06-10У3

10000:

3/100:

Кл.т. 0,5

Зав.№. 1003790

Зав.№ 1003685

Зав.№ 1003690

Актив-

ная± 1,3± 3,3

Реак-± 2,5± 6,4

тивная

ПС «Мга - тяго-

32вая» Малуксин-

ская-1 110кВ

Актив-

ная± 0,6± 1,5

Реак-± 1,1± 2,9

тивная

ПС «Мга - тяго-

33вая» Апраксин-

ская-1 110кВ

Актив-

ная± 0,6± 1,5

Реак-± 1,1± 2,9

тивная

ПС «Мга - тяго-

34 вая» Колпинская-2

110кВ

Актив-

ная± 0,6± 1,5

ПС «Мга - тяго-

35вая»

ОВ-110 кВ

Реак-± 1,1± 2,4

тивная

ПС «Мга - тяго-

36вая»

Т-1 110кВ

Актив-

ная± 1,0± 2,9

Реак-± 2,0± 4,8

тивная

ПС «Мга - тяго-

37вая»

Т-2 110кВ

Актив-

ная± 1,0± 2,9

Реак-± 2,0± 4,8

тивная

ТЛО-10

100/5

Кл.т. 0,5 S

Зав.№ 1817

Зав.№ 1806

Зав.№ 1811

TG145 N

УХЛ1

600/5

Кл.т. 0,2 S

Зав.№ 03996

Зав.№ 03997

Зав.№ 03998

TG145 N

УХЛ1

600/5

Кл.т. 0,2 S

Зав.№ 04007

Зав.№ 04005

Зав.№ 04006

TG145 N

УХЛ1

600/5

Кл.т. 0,2 S

Зав.№ 04003

Зав.№ 04004

Зав.№ 04002

TG145 N

УХЛ1

600/5

Кл.т. 0,2 S

Зав.№ 04000

Зав.№ 03999

Зав.№ 04001

TG145 N

УХЛ1

200/5

Кл.т. 0,5 S

Зав.№ 03990

Зав.№ 03991

Зав.№ 03992

TG145 N

УХЛ1

200/5

Кл.т. 0,5 S

Зав.№ 03994

Зав.№ 03993

Зав.№ 03995

ТБМО-220

УХЛ1

100/1

Кл.т. 0,2 S

Зав.№ 1073

Зав.№ 1084

Зав.№ 1085

RTU-327Реак-± 1,1± 2,9

Зав. тивная

№ 001509

Зав.

№ 001517

Актив-

Зав.

ная

± 0,6± 1,5

№ 000539

Актив-

ная± 0,8± 2,1

Реак-± 1,5± 4,9

тивная

Лист № 12

Всего листов 17

НАМИ-110-УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 1723

Зав.№ 1709

Зав.№ 1894

EA05RAL-В-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130128

НАМИ-110 УХЛ1

110000:

3/100:

Кл.т. 0,2

Зав.№ 1858

Зав.№ 1840

Зав.№ 1891

EA05RAL-В-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 01130098

RTU-327

Зав.

№ 001509

Зав.

№ 001517

Зав.

№ 000539

Продолжение таблицы 2

789

ПС "Низовская-

тяговая"

39 110/35/10кВ

ВЛ-110кВ Луж-

ская-6

Актив-

ная± 0,8± 2,1

Реак-± 1,5± 4,9

тивная

ПС "Низовская-

тяговая"

40110/35/10кВ

ВЛ-110кВ Низов-

ская-1

ТБМО-110

УХЛ1

600/1

Кл.т. 0,2 S

Зав.№ 2384

Зав.№ 2208

Зав.№ 2143

ТБМО-110

УХЛ1

600/1

Кл.т. 0,2 S

Зав.№ 2147

Зав.№ 2135

Зав.№ 2348

Актив-

ная± 0,8± 2,1

Реак-± 1,5± 3,9

тивная

Примечания:

1Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (30 минут).

2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы

интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4Нормальные условия эксплуатации:

параметры сети: напряжение (0,99 – 1,01) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.;

частота (50 ± 0,15) Гц;

температура окружающей среды: (23±2) °С.

5Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

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

; диапазон

силы первичного тока (0,01(0,05) – 1,2)Iн

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0(0,5 –

0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 40°С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

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

; диапазон

силы вторичного тока (0,01 – 1,2)Iн

; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0

(0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха для счётчиков Меркурий 233 и Евро-

АЛЬФА от минус 40°С до плюс 70°С;

температура окружающего воздуха для счётчиков Альфа А1800 от минус

40°С до плюс 65°С;

относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

температура окружающего воздуха от плюс 10°С до плюс 25°С;

относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Лист № 13

Всего листов 17

6Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Iном cos

= 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от

плюс 10 °С до плюс 30°С.

7Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида», СИКОН, УССВ,

УСПД и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в

установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8Всеизмерительныекомпонентысистемыутвержденыивнесеныв

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счётчик Меркурий 233 – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

счётчикЕвроАЛЬФА–среднее времянаработкинаотказнеменее

Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

счётчик Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

контроллер СИКОН С70 – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;

УСПД RTU-327 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, сред-

нее время восстановления работоспособности tв = 1 час;

ИВК «ИКМ-Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час;

УСВ-1, УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД RTU-327 и контролле-

ров СИКОН С70 с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счетчиком;

журнал контроллера СИКОН:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН;

пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Лист № 14

Всего листов 17

журнал сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в сервере ИВК «ИКМ-Пирамида»;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

контроллера СИКОН;

сервера ИВК «ИКМ-Пирамида».

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

счетчика электрической энергии;

контроллера СИКОН;

УСПД;

сервера ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;

контроллер СИКОН - суточные данные о тридцатиминутных приращениях элек-

троэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу -35

суток; сохранение информации при отключении питания – не менее 10 лет;

УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по

каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; со-

хранение информации при отключении питания – не менее 5 лет;

сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Подстанций Октябрьской железной дороги филиала

ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области типографским способом.

Лист № 15

Всего листов 17

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В

комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства

измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

№

трехфазные

Наименование компонентаТит компонента

Госреестра

Количество

Трансформаторы тока ТЛО-10 25433-0821

Трансформаторы тока ТБМО-110 УХЛ1 23256-0524

Трансформаторы тока GIF-30-45 29713-06 6

Трансформаторы тока измерительные ТВЛМ-10 1856-63 3

Трансформаторы тока ТПОЛ-10 1261-02 3

Трансформаторы тока ТОЛ-10-IМ-4 36307-0712

Трансформаторы тока ТОЛ-10-I 15128-0712

Трансформаторы тока IMB 72-800 32002-06 9

Трансформаторы тока ТОГФ-110 44640-11 6

Трансформаторы тока TG145-420 30489-0518

Трансформаторы тока ТБМО-220 УХЛ1 27069-11 3

Трансформаторы комбинированные VAU-123 40088-08 3

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06 3344-08 6

Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1 24218-0321

Трансформаторы напряжения антирезонансные НАМИ-110 УХЛ1 24218-0821

Трансформаторы напряжения ЗНОМ 35 912-54 6

Трансформаторы напряжения НАМИ-10 11094-87 1

Трансформаторы напряжения НАМИ-10-66 У3 831-69 1

Трансформаторы напряжения НАМИТ-10 16687-07 4

Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1 20344-05 3

Счетчики электрической энергии статические

Меркурий 233 34196-07 8

многофункциональные

Счетчики электроэнергии

ЕвроАЛЬФА16666-9718

многофункциональные

Счетчики электрической энергии трехфазные

Альфа А180031857-066

многофункциональные

Счетчики электрической энергии трехфазные

Альфа А180031857-118

RTU-327

Устройства сбора и передачи данных серии

RTU-32741907-093

С70

Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН

СИКОН С7028822-051

Устройства синхронизации времениУСВ-128716-052

Устройства синхронизации времениУСВ-241681-091

Комплексы информационно-вычислительные ИКМ-Пирамида45270-101

Методика поверки — —1

Формуляр — —1

Руководство по эксплуатации — —1

Поверка

осуществляется по документу МП 58155-14 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской

Лист № 16

Всего листов 17

железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области. Методика

поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформато-

ры тока. Методика поверки";

трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Транс-

форматоры напряжения. Методика поверки";

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 отключе-

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

счетчиков электрической энергии Меркурий 233 (Госреестр № 34196-07) – со-

гласно «Методике поверки» АВЛГ.411152.030 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ

ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 25 марта 2008 г.;

счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 1666-97) – по мето-

дике поверки с помощью установок МК6800, МК6801;

счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (Госреестр № 31857-06) – в соот-

ветствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные

многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ

им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (Госреестр № 31857-11) – по до-

кументу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.

Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в

2011 г.;

контроллера СИКОН С70 – в соответствии с документом «Контроллеры сетевые

индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ВНИ-

ИМС в 2005 году;

УСПД RTU-327 – по документу «Устройства сбора и передачи данных серии

RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-

ИМС» в 2009 г.;

устройства синхронизации времени УСВ-1 – в соответствии с документом «Уст-

ройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержден-

ным ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.;

устройства синхронизации времени УСВ-2 – в соответствии с документом «Уст-

ройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержден-

ным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.10 г.;

ИВК «ИКМ-Пирамида» – в соответствии с документом «Комплексы информаци-

онно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвер-

жденным ФГУП «ВНИИМС» 15.12.04 г.;

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

темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений №

27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи-

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус

20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до

100 %, дискретность 0,1%.

Лист № 17

Всего листов 17

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с

использованием АИИС КУЭ подстанций Октябрьской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в

границах Ленинградской области для оптового рынка электроэнергии», аттестованной

ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Октябрьской железной дороги филиала

ОАО «РЖД» в границах Ленинградской области

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

технические условия.

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Основные положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)

Адрес: 105066, г. Москва, ул. Ольховская, д. 27, стр.3

Тел.: (495) 926-99-00

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт» (ООО «Энергостандарт»)

Юридический адрес: 123056, г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы»

(ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66

E-mail:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений

в целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«____»_____________2014 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
77508-20	Система измерений количества газа на нагнетательную скважину № 1338 АО "ВЧНГ"		ЗАО "Нефтемонтаждиагностика", г.Уфа	2 года	Перейти
72703-18	Система измерительная массового расхода (массы) воды поз. FT36 цеха № 01 ЗБ ОАО "ТАИФ-НК"	Нет данных	ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск	2 года	Перейти
40488-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП "Моссвет"	Нет данных	ОАО "Центральная Метрологическая Компания" (ЦентрМетроКом), г.Москва	4 года	Перейти
38867-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Павловскгранит"	Нет данных	ООО "Группа Компаний Энерготехсервис", г.Нововоронеж	4 года	Перейти
36037-07	Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС) ООО "Донэнергосбыт" (Сальские МЭС)	Нет данных	ГУП РО "Донэнерго", г.Ростов-на-Дону	4 года	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений