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) ЗАО "Воронежстальмост" Нет данных, ГРСИ 60506-15
Номер госреестра:
60506-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Воронежстальмост"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "АтомСбыт", г.Воронеж
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству №58589
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Воронежстальмост»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Воронежстальмост» (далее – АИИС КУЭ) предназначена
для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения,
формирования отчетных 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-информационные комплексы (ИИК), включающие 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,
каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени (УССВ) на
базе БСЧРВ-011, технические средства приема-передачи данных и технические средства для
организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ
приведены в таблице 2.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями
информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включает в себя
сервер ИВК, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Энфорс Энергия+» и
«Энфорс АСКУЭ».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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.
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.
Лист № 2
Всего листов 11
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов по проводным линиям
связи интерфейса RS-485 поступает на соответствующие преобразователи интерфейсов
RS-485/RS-232. Далее по проводным линиям связи интерфейса RS-232 сигнал передается на
преобразователь интерфейса RS-232/Ethernet, а затем по протоколу Ethernet сигнал передается
через сетевые коммутаторы в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ, где осуществляется вы-
числение электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и
ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера ИВК в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП 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 вОАО «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 и ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет
нормированныеметрологическиехарактеристикииобеспечиваетавтоматическую
синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое
календарное время. АИИС КУЭ оснащена УССВ на базе БСЧРВ-011, подключенными к
соответствующим преобразователям интерфейсам RS-485/RS-232 и синхронизирующими часы
измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-
приемника. Часы счетчиков синхронизированы с УССВ, корректировка часов выполняется 1
раз в сутки независимо от величины расхождения часов счетчиков и УССВ.
Сличение часов счетчиков с часами сервера ИВК осуществляется каждые 30 минут.
Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера 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
В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс Энергия+» и ПО «Энфорс АСКУЭ», в состав
которого входят программы, указанные в таблицах 1а-1д.
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 «Энфорс Энергия+» и ПО «Энфорс АСКУЭ».
Лист № 3
Всего листов 11
reports2.exe
2.0.1.15
Значение
наименование ПО
Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Энфорс Энергия+»
Идентификационные
признаки
Идентификационное
admin2.execollector.exeopcon2.exe
6845371cd780d53
80ae3abba568c3d
383666a12335755
76
Номер версии (иден-
тификационный но-2.0.1.101.15.32.0.0.15
мер) ПО
Цифровой иденти-
62a8ca0dd97f5218
403c0ef7c3876e1ec681c3f71dbdda08
фикатор ПО
1
bc92b92145d8e5078122dd5a14ebfb78
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
enfc_log.exe
2.2
Значение
наименование ПО
Таблица 1б — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные
признаки
Идентификационное
calcformula.exedataproc.exeenfadmin.exe
Номер версии (иден-
тификационный но-2.2.11.212.2.10.92.2.11.54
мер) ПО
Цифровой иденти-ddceee3f7a1edf0dea4ce90df6670eb7e693a8eb78fd8ff23d
фикатор ПО fa05b962e151ac64e1d7bf967a06408 881462cc1632cec
34e8715a941c1fc
9edc8c21b434d83
fa
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
newm51070.exe
2.3
Значение
наименование ПО
Таблица 1в — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные
признаки
Идентификационное
enflogon.exeev_viewer.exeloaddatafromtxt.exe
Номер версии (иден-
тификационный но-2.22.22.3.0.2
мер) ПО
Цифровой иденти-8031cd96685d9f455bda38dc4ce46c5ae610e25dcc78ae485
фикатор ПО20ecd30524926615fbd5e22022008c65 c10bdc3c065156d
f1003b3f5e2aea96
272339d8e71e7e3
2
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
Лист № 4
Всего листов 11
m80020.exe
2.3.1.2
Значение
наименование ПО
Таблица 1г — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные
признаки
Идентификационное
newmedit.exenewopcon.exenewreports.exe
Номер версии (иден-
тификационный но-2.2.12.172.2.12.232.2.11.60
мер) ПО
Цифровой иденти-1501f33938779500 109f4f811e7fb9ed4 9afb705da1a20b598
фикатор ПО4a10806d206a644a88f1b0d39474c0a1981d184b477f52
6fdf3ee40006cf17
0348e4d89478b2a
c
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
Значение
наименование ПО
Таблица 1д — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные
признаки
Идентификационное
newopcontrl.exetradegr.exe
фикатор ПО
Номер версии (иден-
тификационный но-2.2.222.2.11.15
мер) ПО
Цифровой иденти-
109f4f811e7fb9ed488f1b0d39474c0aae06d6e546c4ff00dacb1fca67bf7bbf
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
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 № 5
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характери-
стики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ЗАО «Воронежстальмост» и
их основные метрологические характеристики
Метрологические
Но-
мер
ИК
измерений
тро-
Погреш
1
1
ОПУ-110 кВ, ПС
110/6 кВ Т2
Кл. т. 0,2S
Зав. №5804
Кл. т. 0,5
Зав. №1500842
Актив-
тивная
2
300/1
Зав. №5805
Кл. т. 0,5
Зав. №1500852
Кл. т. 0,5S/1,0
Актив-
3
4
5
6
7
КРУН-6 кВ ПС
110 кВ яч. 201
УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №
8
HP ProLiant
BL460c G7
Зав. №
CZJ0400F13
Измерительные компоненты
характеристики ИК
Наименование точки
Счетчик
Вид элек-
Основнаяность в
-
ТТТНэлектрической энер-ИВК
энергии
погреш-рабочих
гии ность, % условиях,
%
23456789
ТФМ-110НКФ-110-57 У1
300/1110000:
Ö
3/100:
Ö
3
СЭТ-4ТМ.03М.01ная± 1,0± 2,3
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №5803
Зав. №1500828
Зав. №0811112149Реак-± 1,8± 4,2
Зав. №5801Зав. №1500857
ТФМ-110НКФ-110-57 У1
ОПУ-110 кВ, ПС Кл. т. 0,2S
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
СЭТ-4ТМ.03.01 ная ± 1,0 ± 2,3
110/6 кВ Т1 Зав. №5802
Зав. №
1
5
00820
Зав. №0108070881 Реак- ± 1,8 ± 5,7
Зав. №5800 Зав. №1500821
тивная
ТОЛ-10-I НАМИ-10-95 Актив-
600/5УХЛ2ПСЧ-4ТМ.05М.12ная± 1,3± 3,3
ЦРП 6 кВ яч. 23Кл. т. 0,5 6000/100 Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №55066Кл. т. 0,5Зав. №0612101064Реак-± 2,5± 5,7
Зав. №55067 Зав. №8462 тивная
ТОЛ-10-IНАМИ-10-95Актив-
600/5УХЛ2ПСЧ-4ТМ.05М.12ная± 1,3± 3,3
ЦРП 6 кВ яч. 26Кл. т. 0,5 6000/100 Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №55068Кл. т. 0,5Зав. №0612101043Реак-± 2,5± 5,7
Зав. №55069 Зав. №8449 тивная
ТОЛ-10-IНАМИ-10-95Актив-
600/5УХЛ2ПСЧ-4ТМ.05М.12ная± 1,3± 3,3
ЦРП 6 кВ яч. 15Кл. т. 0,5 6000/100 Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №54445Кл. т. 0,5Зав. №0612101057Реак-± 2,5± 5,7
Зав. №54602 Зав. №8462 тивная
ТОЛ-10-IНАМИ-10-95Актив-
600/5УХЛ2ПСЧ-4ТМ.05М.12ная± 1,3± 3,3
ЦРП 6 кВ яч. 36Кл. т. 0,5 6000/100 Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №54412Кл. т. 0,5Зав. №0612101092Реак-± 2,5± 5,7
Зав. №54413 Зав. №8449 тивная
ТОЛ-10-I
НАМИТ
-
10
-
2
Актив-
300/5СЭТ-4ТМ.02.2ная± 1,3± 3,2
Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №52915Зав. № 05052369Реак-± 2,5± 5,1
Зав. №53083
0713110000003
тивная
ТОЛ-10-IНАМИ-10-95Актив-
75/5УХЛ2ПСЧ-4ТМ.05М.12ная± 1,3± 3,3
ЦРП 6 кВ яч. 29Кл. т. 0,5 6000/100 Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №417Кл. т. 0,5Зав. №0612093303Реак-± 2,5± 5,7
Зав. №1064 Зав. №8462 тивная
Лист № 6
Всего листов 11
Окончание таблицы 2
12
56
9ЦРП 6 кВ яч. 16
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612096197
789
Актив-
ная± 1,3± 3,3
10ЦРП 6 кВ яч. 19
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612092954
Реак-± 2,5± 5,7
тивная
Актив-
ная± 1,3± 3,3
11ЦРП 6 кВ яч. 32
4
НАМИ-10-95
УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8449
НАМИ-10-95
УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8462
НАМИ-10-95
УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8449
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612096729
Реак-± 2,5± 5,7
тивная
Актив-
ная± 1,3± 3,3
12ЦРП 6 кВ яч. 21
Реак-± 2,5± 5,7
тивная
Актив-
ная± 1,3± 3,3
13ЦРП 6 кВ яч. 31
НАМИ-10-95
УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8462
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612093365
Реак-± 2,5± 5,7
тивная
Актив-
ная± 1,3± 3,3
14ЦРП 6 кВ яч. 20
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612101085
Реак-± 2,5± 5,7
тивная
Актив-
ная± 1,3± 3,3
22ЦРП 6кВ яч.18
3
ТОЛ-10-I
50/5
Кл. т. 0,5
Зав. №9302
Зав. №9306
ТОЛ-10-I
150/5
Кл. т. 0,5
Зав. №20224
Зав. №25057
ТОЛ-10-I
100/5
Кл. т. 0,5
Зав. №896
Зав. №893
ТОЛ-10-I
50/5
Кл. т. 0,5
Зав. №280
Зав. №277
ТОЛ-10-I
100/5
Кл. т. 0,5
Зав. №30561
Зав. №28607
ТОЛ-10
100/5
Кл. т. 0,5
Зав. №22593
Зав. №22465
ТОЛ-10-I
150/5
Кл. т. 0,5
Зав. №14596
Зав. №14598
НАМИ-10-95
УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8449
ПСЧ-4ТМ.05.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0318088226
BL460c G7
Зав. №
ПСЧ-4ТМ.05М.12
HP Pro
L
ia
n
t
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612093047
C
Z
J0400F13
Реак-± 2,5± 5,7
тивная
Актив-
ная± 1,3± 3,2
Реак-± 2,5± 5,4
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
j
= 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
1
; диапазон
силы первичного тока (0,01(0,05) – 1,2)Iн
1
; 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.
Лист № 7
Всего листов 11
Для счетчиков электрической энергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока (0,01 – 1,2)Iн
2
; 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 СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-
4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05, ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40°С до плюс 60°С;
-
температура окружающего воздуха для счётчиков СЭТ-4ТМ.02 от минус
40°С до плюс 55°С;
-
относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
атмосферное давление от 70,0 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.
6Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Iном cos
j
= 0,8 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от
0 °С до плюс 40 °С для ИК №№1-6, 8-14, 22; от плюс 15 °С до плюс 30 °С для ИК №7.
7Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 2. 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:
-
счётчикСЭТ-4ТМ.02–среднеевремянаработкинаотказнеменее
Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
счётчикСЭТ-4ТМ.03–среднеевремянаработкинаотказнеменее
Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
счётчик ПСЧ-4ТМ.05М – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
счётчикПСЧ-4ТМ.05–среднеевремянаработкина отказне менее
Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 часа.
Надежность системных решений:
-
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе-
ребойного 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;
Лист № 8
Всего листов 11
-
коррекции времени в счетчике;
-
журнал сервера:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения на счетчике;
-
коррекции времени в счетчике и сервере;
-
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
электросчётчика;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
сервера.
-
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
-
счетчика электрической энергии;
-
сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о состоянии средств измерений;
-
о результатах 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;
-
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) ЗАО «Воронежстальмост» типографским способом.
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
№
Наименование компонентаТип компонента
Госр
е
е
с
тра
Количество
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
2
ТФМ-110
ТОЛ-10
ТОЛ-10-I
НКФ-110-57
34
16023-976
38395-082
15128-07 24
14205-946
Лист № 9
Всего листов 11
Окончание таблицы 3
1
34
Трансформаторы напряжения
20186-052
2
НАМИ-10-95
УХЛ2
НАМИТ-10
16687-071
СЭТ-4ТМ.02
20175-011
Трансформаторы напряжения
Счетчики активной и реактивной энергии
переменного тока статические
многофункциональные
Счетчики электроэнергии многофункциональные
Счетчики электроэнергии многофункциональные
Счетчики электроэнергии многофункциональные
Счетчики электроэнергии многофункциональные
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
СЭТ-4ТМ.03
СЭТ-4ТМ.03М
ПСЧ-4ТМ.05М
ПСЧ-4ТМ.05
—
—
—
27524-04 1
36697-08 1
36355-07 11
27779-04 1
—1
—1
—1
Поверка
осуществляется по документу МП 60506-15 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Воронежстальмост».
Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2015 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 СЭТ-4ТМ.02 – в соответствии с методикой по-
верки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации, со-
гласованной с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2001 году;
-
счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой по-
верки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации
ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
10 сентября 2004 г.;
-
счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации
ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
04 декабря 2007 г.;
-
счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М – в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации
ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
20.11.2007 г.;
-
счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 – в соответствии с методикой по-
верки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации
ИЛГШ.411152.126 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
21 ноября 2005 г.;
Лист № 10
Всего листов 11
-
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 ми-
нус20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от
10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с
использованием АИИС КУЭ ЗАО «Воронежстальмост» 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) ЗАО «Воронежстальмост»
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
АО «АтомСбыт»
Юридический адрес: 394018, Российская Федерация, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а
Почтовый адрес: 394018, Российская Федерация, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а
Тел.: (473) 253-09-47
Факс: (473) 222-71-41, 222-71-42
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт» (ООО «Энергостандарт»)
Юридический адрес: 123557, г. Москва, Большой Тишинский пер., д. 26, корп. 13-14, пом. XII,
комн.3
Лист № 11
Всего листов 11
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:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.«____»_____________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 67935-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Тандер" (18-я очередь) | Нет данных | ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
| 75310-19 | Автоматизированная информационно-измерительная система программно-технический комплекс | Кросс-Старт | ООО "Кросс-Автоматика", г.Омск | 1 год | Перейти |
| 44695-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнекамскнефтехим" с Изменениями №№ 1, 2 | Нет данных | ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 79504-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО "Корпорация Красный Октябрь" | Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир | 4 года | Перейти | |
| 54450-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Разъезд 54 км" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Кемеровской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений