ГРСИ 60643-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Электросети" 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
60644-15

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Электросети" Нет данных, ГРСИ 60643-15

Смотреть ГРСИ
60642-15

Номер госреестра:

60643-15

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Электросети"

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ЗАО "Энергометрология", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 01

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 № 58739

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Trial листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической

энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети» - (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения

активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы

времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной

информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИСКУЭ представляетсобоймногофункциональную,трехуровневуюсистему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому

календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной

дискретностью учета (30 мин);

автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных,

отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз

данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места

(АРМы);

предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и

средств измерений со стороны сервера организаций–участников оптового рынка электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-ый уровень системы - информационно-измерительный комплекс(ИИК)состоит из

измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746 – 2001, измерительных

трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и

реактивной электроэнергии CE303 S31 503-JAYVZ(12) и CE303 S31 543-JAYVZ(12) класса точности

(КТ) 0,5S/0,5 в ГР № 33446-06 и CE102M R5 145-A класса точности (КТ) 0,5S/0,5 в ГР № 46788-11 по

ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме

измерения реактивной электроэнергии . В режиме измерения реактивной электроэнергии в виду

отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении

реактивной энергии не превышают значенийаналогичных погрешностей для счетчиков класса

точности 0,5Sпо ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу),

указанных в таблице 2 (31 точка измерения).

2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из

контроллеров типа Сикон С120 в ГР №40489-09, технических средств приема-передачи данных,

каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит изсервера

базы данных HP ProLiant ML310e Gen8 v.2, с установленным ПО «Пирамида 2000», устройства

синхронизации времени УСВ-2 (ГР№ №41681-10), принимающего сигналы точного времени от

спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторов, автоматизированного

рабочего места (АРМ) HP Pro 3500 MT, а также совокупности аппаратных, каналообразующих и

программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Лист № 2

Всего листов 10

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№1-12,15,16,22-27) при помощи технических средств

приема-передачиданныхпоступаетнавходыконтроллера(гдепроизводитсяхранение

измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям

на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллерам

устройствам. Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№13,14,17-21,28-31) при помощи

технических средств приема-передачи данных поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной

информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей

информации, оформление справочных и отчетных документов. Данные об энергопотреблении с

контроллеров поступают на сервер БД.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя

устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающие сигналы точного времени от спутников

глобальных систем позиционирования GPS и Глонасс. Измерение времени АИИС КУЭ происходит

автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.

Время на сервере ИВК синхронизируется со временем УСВ-2 каждый час и корректируется при

расхождении времени на ± 2 с. Время счетчиков (ИК№13,14,17-21,28-31) корректируется сервером

ИВК ежедневно при расхождении времени на ± 2с. Время в контроллере синхронизировано с

временем УСВ-2, сличение каждые 5 минут, погрешность синхронизации не более ±1 с. Контроллер

осуществляет коррекцию времени счетчиков (ИК№1-12,15,16,22-27)каждый сеанс связи,

корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Передача информации в организации – участникам оптового и розничного рынков

электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «Электросети» установлено программное обеспечение (ПО)- «Пирамида 2000».

Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице№1.

Таблица№1

Идентификационн

Наименование ПО

ое наименование

ПО

(контрольная

сумма

исполняемого

НомерАлгоритм

Цифровой

версии

идентификатор ПО

вычисления

(идентифи- цифрового

кационный идентификато

номер) ПО

кода)

ра ПО

CalcClients.dll

e55712d0b1b219065

d63da949114dae4

1.0MD5

CalcLeakage.dll

1.0

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления

значений энергии и

мощности по группам точек

учета

Модуль расчета небаланса

энергии/мощности

Модуль вычисления

значений э

ергии по

ерь в

CalcLosses.dll

линиях и трансформаторах

1.0

d79874d10fc2b156a

0fdc27e1ca480ac

MD5

Лист № 3

Всего листов 10

Metrology.dll

1.0

52e28d7b608799bb3

ccea41b548d2c83

MD5

Общий модуль, содержащий

функции, используемые при

вычислениях различных

значений и проверке

точности вычислений

Модуль формирования

расчетных схем и контроля

целостности данных

нормативно-справочной

информации

SynchroNSI.dll

1.0

530d9b0126f7cdc23

ecd814c4eb7ca09

MD5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений по Р 50.2.077-2014– высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО

АИИС КУЭ и измерительную информацию.

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные

коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из

измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения

пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и

опломбированием cервера.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты ( разграничение

правдоступа,использованиеключевогоносителя,пароли),исключающиевозможность

несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и

данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически

значимой части ПО и измеренных данных.

Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия

могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

Номер канала

Трансформатор

тока

УСПД

ТПОЛ-10

400/5,КТ 0,5

Зав. № 22079

Зав. № 22081

НТМИ-10

10000/100, КТ0,5,

Зав. № 811

Метрологические и технические характеристики

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно

измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений

представлен в таблице № 2

Таблица№2

Состав измерительного канала

Наименование

присоединения

ТрансформаторСчетчик

напряжения

Вид эл.энергии

Пределы

допускаемой

относительной

погрешности ±(%)

Пределы

допускаемой

относительной

погрешности в

рабочих услоиях

±(%)

1234567 89

РП-1;

1яч. 5;

10 кВ

Сикон С120 ,Зав. №

1302

CE303 S31

503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985079000225

1,3 3,0

1,9 4,5

Лист № 4

Всего листов 10

ТПОЛ-10

600/5, КТ 0,5

Зав. № 5332

Зав. № 5037

НТМИ-10

10000/100, КТ 0,5

Зав. № 3010

НТМИ-10

10000/100,КТ 0,5

Зав. № 606586

ТПФМ-10

400/5, КТ 0,5

Зав. № 71068

Зав. №69788

НТМИ-10

10000/100, КТ 0,5

Зав. № 863

НТМИ-10

10000/100, КТ 0,5

Зав. № 7387

НТМИ-10

10000/100, КТ0,5

Зав. № 1301

НТМИ-10

10000/100, КТ 0,5

Зав. № 1281

НТМИ-10

10000/100, КТ0,5

Зав. № 3474

НТМИ-10-66У3

10000/100, КТ0,5

Зав. № 8467

РП-1;

яч. 16; 10

кВ

Сикон С120

,Зав. № 1302

1,3 3,0

1,9 4,5

РП-2;

яч. 2;

10 кВ

ТПФМ-10

400/5, КТ 0,5

Зав. № 69172

Зав. № 69181

РП-2;

яч. 9;

10 кВ

РП-2;

яч. 14;

10 кВ

ТПОЛ-10

600/5, КТ 0,5

Зав. № 21970

Зав. № 21944

Сикон С120,Зав. № 1301

ГПП-701;

яч. 23;

10 кВ

ТПОЛ-10

1000/5, КТ 0,5

Зав. № 20138

Зав. № 20005

ГПП-701;

яч. 9;

10 кВ

ТПОЛ-10

1000/5,КТ 0,5

Зав. № 20125

Зав. № 8314

ГПП-701;

яч.11;

0,4 кВ

ТТИ-А

150/5, КТ 0,5

Зав. № 111826

Зав. № 111835

Сикон С120,Зав. № 1304

ГПП-702;

яч. 5;

10 кВ

ТПШЛ-10

2000/5, КТ 0,5

Зав. № 048

Зав. № 5250

ГПП-702;

яч. 27;

10 кВ

ТПШЛ-10

2000/5, КТ 0,5

Зав. № 5263

Зав. № 049

Сикон С120, Зав. № 1299

567

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985080000050

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

1,3 3,0

КТ 0,5S/0,5

1,9 4,5

Зав. №

8985079000222

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

1,3 3,0

КТ 0,5S/0,5

1,9 4,5

Зав. №

8985079000182

CE303 S31 503-

Trial(12)

1,3 3,0

КТ 0,5S/0,5

1,9 4,5

Зав. №

8985080000032

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

1,3 3,0

КТ 0,5S/0,5

1,9 4,5

Зав. №

8985079000165

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

1,3 3,0

КТ 0,5S/0,5

1,9 4,5

Зав. №

8985080000048

CE303 S31 543-

JAYVZ(12)

1,1 2,9

КТ 0,5S/0,5

1,5 4,3

Зав. №

8984082000943

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

1,3 3,0

КТ 0,5S/0,5

1,9 4,5

Зав. №

8985079000227

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

1,3 3,0

КТ 0,5S/0,5

1,9 4,5

Зав. №

8985079000282

ВЛ-10кВ

№6 опора

ТП-201;

яч. 2; 3 кВ

ТП-203;

яч. 4; 3 кВ

ТП-203-1;

яч. 2; 3 кВ

Сикон С120, Зав. № 1298

ВЛ-10кВ

№5 опора

ТП-218;

панель 4;

0,4кВ

ВЛ-10кВ

№3.опора

ТП-247;

яч.4;10 кВ

Лист № 5

Всего листов 10

ГПП-702;

панель 7;

0,4 кВ

ТТИ-А

200/5, КТ 0,5

Зав. № 823975-

Зав. № 923977

Зав. № 923886

CE303 S31 543-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8984082000919

1,1 2,9

1,5 4,3

ГПП-702;

панель 9;

0,4 кВ

ТТИ-А

150/5, КТ 0,5

Зав. № 114462-

Зав. № 114660

Зав. №114461

CE303 S31 543-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8984082000933

Сикон С120

Зав. № 1299

1,3 4,0

1,9 5,5

ТОЛ-10

300/5, КТ 0,5S

Зав. № 53136

Зав. № 53310

1,3 3,1

1,9 4,5

ТОЛ-10

Зав. № 53315

Зав. № 4001087

1,3 3,1

1,9 4,5

ТОЛ-10

Зав. № 53312

Зав. № 4001085

1,3 3,1

1,9 4,5

1,1 2,9

1,5 4,3

1,3 4,0

1,9 5,5

ТОЛ-10

Зав. № 10323

Зав. № 4000717

ТОЛ-СЭЩ-10ЗНОЛПМ-10

300/5, КТ 0,5 10000/100, КТ 0,5

Зав. № 22832-14Зав. № 4000876

Зав. № 22818-14Зав. № 4000087

Зав. № 23083-14 Зав. № 4000184

ЗНОЛПМ-3

3000/100, КТ 0,5

Зав. № 4001093

Зав. № 4001086

Зав. № 1001092

ЗНОЛПМ-3

300/5, КТ 0,5S

3000/100, КТ 0,5

За

. №

53313

Зав. № 4001088

Зав. № 4001091

ЗНОЛПМ-3

300/5, КТ 0,5S

3000/100, КТ 0,5

За

. №

53311

Зав. № 4001089

Зав. № 4001090

ТОЛ-СЭЩ-10ЗНОЛПМ-10

300/5, КТ 0,510000/100, КТ 0,5

Зав. № 22944-14 Зав. № 4000935

Зав. №trial-14Зав. № 4000245

Зав. №22945-14 Зав. № 4000396

ТТН-85

1000/5, КТ 0,5

Зав.№1309-207094-

Зав.№1309-207091

Зав.№1309-207092

ТОЛ-СЭЩ-10ЗНОЛПМ-10

300/5, КТ 0,5 10000/100, КТ 0,5

Зав. № 22836-14 Зав. № 4000512

Зав. № 22886-14 Зав. № 4000947

Зав. № 22885-14Зав. № 4000871

ЗНОЛПМ-10

100/5, КТ 0,5S

10000/100, КТ 0,5

За

. №

10320

Зав. № 4001065

Зав. № 4000706

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985081000064

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985079000161

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав.№

8985081000069

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985079000284

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985079000154

CE303 S31 543-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8984082000954

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985081000075

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985079000218

1,34,0

1,95,5

1,12,9

1,54,3

1,3 3,1

1,9 4,5

ТП-246;

яч.2;10 кВ

ТОЛ-10

100/5, КТ 0,5S

Зав. № 10324

Зав. № 10583

ГПП

«Базовая»

яч. 1; 6 кВ

НТМИ-6

6000/100, КТ 0,5

Зав. № 25528

ГПП

«Базовая»

яч.29;6 кВ

НТМИ-6

6000/100, КТ 0,5

Зав. № 684

ГПП

«Базовая»

яч.3;

0,4кВ

ГПП

«Базовая»

яч. 31;

0,4 кВ

Сикон С120,Зав. № 1297

ГПП

«ГМЗ»;

яч. 309;

6 кВ

НТМИ-6

6000/100, КТ 0,5

Зав. № 711

ГПП

«ГМЗ»;

ТСН-5;

0,4 кВ

Сикон С120,Зав. № 1303

ТП-14;

ячейка 5;

6 кВ

ТПП-10

75/5, КТ 0,5

Зав. № 5359

НТМИ-6

6000/100, КТ 0,5

Зав. № 9697

ВЛ-6кВ

«Виленка»

опора 28

Лист № 6

Всего листов 10

ЗНОЛПМ-10

10000/100, КТ 0,5

Зав. № 4001046

Зав. № 4000902

Зав. №4000858

1,3 3,1

1,9 4,5

1,3 3,0

1,9 4,5

1,3 3,0

1,9 4,5

1,1 2,9

1,5 4,3

1,1 2,9

1,5 4,3

1,3 3,0

1,9 4,5

ТПОЛ-10

1000/5, КТ 0,5

Зав. № 26578

Зав. №26085

Зав. №26571

ТПОЛ-10

1000/5, КТ 0,5

Зав. № 27404

Зав. № 27061

Зав. № 27142

ТТИ-А

150/5, КТ 0,5

Зав. № Trial

Зав. № Y7528

Зав. № Y6368

ТТИ-А

150/5, КТ 0,5

Зав. № Y6421

Зав. № Y6422

Зав. № Y6437

ТПОЛ-10

1000/5, КТ 0,5

Зав. № 25528

Зав. № 25529

Зав. № 25530

ТТИ-А

100/5, КТ 0,5

Зав. № Y7681

Зав. № Y7682

Зав. № Y7688

1,1 2,9

1,5 4,3

ТОЛ-СЭЩ-10

100/5, КТ 0,5

Зав. №22895-14

Зав. №22887-14

Зав. № 22831-14

ЗНОЛПМ-6

trial/100, КТ 0,5

Зав. № 4100891

Зав. № 4000895

Зав. № 4000852

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985080000020

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985080000049

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985080000035

CE303 S31 543-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8984082000956

CE303 S31 543-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8984077000063

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985079000242

CE303 S31 543-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8984082000810

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985080000026

CE303 S31 503-

JAYVZ(12)

КТ 0,5S/0,5

Зав. №

8985079000110

1,3 4,0

1,9 5,5

ТП-«СКЗ

№6»;

0,22 кВ

CE102M R5145-A

КТ 1,0

Зав. №

10748079005475

1,33,0

1,94,5

А1,02,3

Лист № 7

Всего листов 10

ТП-«СКЗ

№7»;

0,22 кВ

CE102M R5145-A

КТ 1,0

Зав. №

10748079005520

1,02,3

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности

(получасовая);

2.Вкачествехарактеристикотносительнойпогрешностиуказаныграницыинтервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98

1,02) U

НОМ

, ток (0,01

1,2) I

НОМ

, cos

= 0,9 инд.; температура

окружающей среды (20

С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9

1,1) U

НОМ

, ток (0,01

1,2) I

НОМ

для ИК№, cos

от 0,5 инд до 0,8

емк; для ИК№14-16,20,21; для ИК№1-13,17-19,22-31; напряжение (0,9

1,1) U

НОМ

, ток (0,05

1,2) I

НОМ

cos

от 0,5 инд до 0,8 емк ;

допускаемая температура окружающей среды для:измерительных трансформаторов от (- 40) до

+ 70 °С, электросчетчиков CE102M R5 145-A от минус 45 до + 70 °С, электросчетчиков CE303 S31

503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12) от минус 40 до + 60 °С , контроллеров Сикон С120 от

минус10 °С до + 50 °С, сервера от + 10 до + 35 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях для ИК№ 14-16,20,21указана при I=0,01 Iном, cos

= 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5°С до

+35°С; для ИК№1-7,9,10,22,23,26,28 при I=0,05 Iном, cos

= 0,5 инд и температуры окружающего

воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С; для ИК№13,17,19,29 при

I=0,05 Iном, cos

= 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков

электроэнергии от -40°С до +40°С; для ИК№8,11,12,18,24,25,27 при I=0,05 Iном, cos

= 0,5 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до

+35°С; для ИК№30,31 при I=0,05 Iном, cos

= 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте

расположения счетчиков электроэнергии от +5°С до +35°С; основная погрешность указана при I=0,1

Iном, cos

= 0,8 инд .

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001;

счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения

активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии В

виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении

реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей

для счетчиков класса точности 0,5Sпо ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению

(измерительному каналу) .

7. А-активная электрическая энергия, Р- реактивная электрическая энергия

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ниже, чем у перечисленных в таблице

1. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Электросети» порядке. Акт хранится с

настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

Электросчётчик CE102M R5 145-A :

-среднее время наработки на отказ не менее Тср =220000 ч,

-средний срок службы – не менее 30 лет,

Электросчётчик CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12)

-среднее время наработки на отказ не менее Тср = 160 000 ч.

Сервер:

среднее время наработки на отказ не менее Тср = 125000 ч,

Лист № 8

Всего листов 10

среднее время восстановления работоспособности не более tв = 0,5 ч;

Трансформатор тока (напряжения):

- среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 400 000 ч,

- среднее время восстановления работоспособности не более t

= 2 ч;

Контроллер Сикон С120:

- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =50 000ч,

- cредний срок службы, -15 лет;

Надежность системных решений:

резервирование питания контроллера с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в

организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени;

в журнале контроллера:

параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и контроллере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение контроллера.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

-контроллера;

- сервера;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счётчик;

- установка пароля на контроллере;

- установка пароля на сервер;

Глубина хранения информации:

- электросчетчик CE102M R5145-A -глубина хранения каналов учета накопленных по

тарифам за сутки – 44суток;

- электросчетчики CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12), – глубина хранения

информации при отключенном питании – не менее 10 лет.

Глубина хранения суточных энергий,

накопленных по тарифам -45 суток.

-контроллерСиконС120–суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях

электропотребления по каждому каналу за месяц - не менее 45;

-сервер БД – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измере-

ний - не менее 4,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации

АИИС КУЭ ООО «Электросети».

Комплектность средств измерений

Комплектность АИИС КУЭ ООО «Электросети» приведена в таблице№3.

Лист № 9

Всего листов 10

Таблица№3

Наименование компонента системы

Кол-во (шт.)

Счетчик электрической энергии CE303 S31 503-JAYVZ(12) ,КТ 0,5S/0,522

Счетчик электрической энергии CE102M R5 145-A, КТ 0,5S/0,5 2

Счетчик электрической энергии CE303 S31 543-JAYVZ(12) ,КТ 0,5S/0,5 7

Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5 19

Трансформатор тока ТТИ-А, КТ 0,5 17

Трансформатор тока ТПШЛ-10, КТ 0,54

Трансформатор тока ТОЛ-10, КТ 0,5 S 10

Трансформатор тока ТТН-85, КТ 0,53

Трансформатор тока ТПП-10, КТ 0,52

Трансформатор тока ТПФМ-10 , КТ 0,5 4

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10, КТ 0,5 12

Трансформатор напряжения НТМИ-10, КТ 0,5 8

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3, КТ 0,5 1

Трансформатор напряжения ЗНОЛПМ-3, КТ 0,5 9

Трансформатор напряжения ЗНОЛПМ-6, КТ 0,5 3

Трансформатор напряжения ЗНОЛПМ-10, КТ 0,5 15

Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,54

УСПД Сикон С1207

УСВ-28

Сервер БД типа HP ProLiant ML310e Gen8 v.21

АРМ (автоматизированное рабочее место) HP Pro 3500 MT1

Методика поверки МП 4222-02-7702575147-20151

Формуляр ФО 4222-02-7702575147-20151

Поверка

осуществляется всоответствии с документом МП 4222-02-7702575147-2015 «Система

автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии

(АИИС КУЭ) ООО «Электросети». Методика поверки,утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ»

12.03.2015 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-электросчетчики типа CE102M R5 145-A в соответствии с методикой поверки «Счетчики активной

электрической энергии однофазные многотарифные CE102М. Методика поверки САНТ.411152.035

Д1»;

-электросчетчики типа CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12) в соответствии с

методикой поверки "Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 303.

Методика поверки".ИНЕС.41152.081 Д1;

- контроллеры Сикон С 120 в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 520.00.000 И 1.Методика

поверки, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году.

- радиочасы МИР РЧ-01принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1

Positioning System (GРS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04,

ПГ±1 мкс;

Сведения о методиках (методах) измерений

Методыизмерений,которыеиспользуютсявсистемеавтоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО

«Электросети» приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с

Лист № 10

Всего листов 10

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

trial электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети». Методика аттестована ЗАО

«ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №

76-01.00203-2015 от 10.03.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учётаэлектрической энергии (АИИС

КУЭ) ООО «Электросети»

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

технические условия.

ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2

S и 0,5 S.

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (IЕС 62053-

23:2003, MOD)

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения

единства измерений

-осуществление торговли.

Изготовитель

Закрытое акционерное общество «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» (ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)

Юридическийадрес: 123100, РФ, г. Москва, ул. Мантулинская, д.18; Тел./факс (499) 157-96-81, e-

mail:

info@energometrologia.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний

в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»).

Адрес443013,пр.КарлаМаркса,134,г.Самара,443013.Телефоны(846)3360827,

факс (846) 3361554.E-mail: smrcsm@saminfo/ru.

Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в

целях утверждения типа № 30017-13 от 21.10.2013 г.

___________С.С. Голубев

Заместитель Руководителя Федерального агентства

по техническому регулированию и метрологии

М.п."_____"_________2015 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
83715-21	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Тверицкая	Обозначение отсутствует	Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва	4 года	Перейти
58141-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10 кВ "Хвойная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части дополнительных точек учета	Нет данных	ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск	4 года	Перейти
45948-10	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО "Квадра" - "Калужская региональная генерация"	Нет данных	ОАО "Электроцентроналадка" (ЭЦН), г.Москва	4 года	Перейти
74329-19	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПСП АО "ННК-Хабаровский НПЗ"	Нет данных	ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск	4 года	Перейти
79195-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Илекская		ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва	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