ГРСИ 61468-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт" (АО "ВПО "Точмаш") 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
61469-15

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт" (АО "ВПО "Точмаш") Нет данных, ГРСИ 61468-15

Смотреть ГРСИ
61467-15

Номер госреестра:

61468-15

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Атомэнергопромсбыт" (АО "ВПО "Точмаш")

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 171

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 № 59662

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 13

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

информационно-измерительная коммерческого

КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО

Системаавтоматизированная

учета электроэнергии (АИИС

«Точмаш»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш») (далее - АИ-

ИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обра-

ботки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в

себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (да-

лее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р

52323-2005 и ГОСТ 30206-94, в режиме измерений активной электроэнергии и по

ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторич-

ные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и

технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

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

включающий в себя устройства сбора и передачи данных ТК16L, СИКОН С70, СИКОН С1 (да-

лее – УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее –

УСВ) РСТВ-01, УСВ-1.

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

каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер АО «Атомэнерго-

промсбыт», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение

(далее – ПО) «Пирамида 2000», УСВ-1, УСВ-3.

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 со-

ответствующие 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 пе-

риод 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 зна-

чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК № 3-8 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи ин-

терфейса RS-485 поступает на входы соответствующих УСПД, где осуществляется вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение изме-

рительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень

системы по каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по под-

ключенным к УСПД устройствам.

Лист № 2

Всего листов 13

Далее, по запросу ИВК, УСПД передают запрашиваемую информацию на верхний уро-

вень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для ИК № 10 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи интер-

фейса RS-485 поступает на GSM-модем, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM по-

ступает непосредственно на уровен ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и

мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-

ной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-

ние справочных и отчетных документов. Из сервера базы данных информация передается по

каналу связи Internet в виде xml-файлов формата 80020 в сервер АО «Атомэнергопромсбыт».

Для остальных ИК информация об энергопотреблении поступает на сервер базы дан-

ных из АИИС КУЭ ПС 220/110/6 кВ «Районная» (рег. № 42399-09) (по измерительным каналам

56, 62 согласно таблице 1) и АИИС КУЭ «Расширение Владимирского филиала ОАО «ТГК-6»

(рег. № 56151-14) (по измерительному каналу 32 согласно таблице 2) в виде xml-макета форма-

та 80020.

Передача информации от сервера АО «Атомэнергопромсбыт» в ПАК ОАО «АТС» за

подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи

с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложе-

нием 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

уровень счетчиков, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена радиосервером точного времени

РСТВ-01, принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией

РБУ, и устройствами синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-3, синхронизирующими часы из-

мерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-

приемника (или ГЛОНАСС/GPS-приемника для УСВ-3). Пределы допускаемой абсолютной по-

грешности синхронизации фронта сигналов относительно шкалы UTC(SU) для РСТВ-01 не бо-

лее

10 мс. Погрешность синхронизации не более ± 0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной

погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного

времени UTC для УСВ-1 не более

0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности вре-

менного положнения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU)

для УСВ-3

100 мкс.

Сервер АО «Атомэнергопромсбыт», периодически сравнивает свое системное время со

временем в УСВ-3. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция

часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Сервер базы данных, установленный в отделе главного энергетика АО «ВПО «Точ-

маш», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов

сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от

наличия расхождений.

УСПД СИКОН С70 (зав. № 02078) синхронизируется с сервером базы данных при каж-

дом сеансе связи, корректировка осуществляется при расхождении на величину

2 с. Сличение

часов контроллеров СИКОН С70 (зав. № 02081) с часами соответствующих УСВ-1 осуществля-

ется 1 раз в сутки, корректировка осуществляется при расхождении на величину

2 с. Абсо-

лютная погрешность текущего времени, измеряемого контроллером СИКОН С70 (системное

время) в сутки не более

1 с.

Сличение часов контроллера СИКОН С1 с часами УСВ-1 осуществляется 1 раз в сутки,

корректировка осуществляется при расхождении на величину

2 с. Абсолютная погрешность

текущего времени, измеряемого контроллером (системное время) в сутки не более

1 с.

Лист № 3

Всего листов 13

Часы УСПД TK-16L синхронизированы с часами РСТВ-01, сличение ежеминутное,

корректировка осуществляется при расхождении на величину

2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД (или сервера базы данных для ИК № 10)

производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осущест-

вляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД (или сервера базы данных для ИК

№ 10) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата,

часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах кор-

ректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий кор-

ректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш») используется ПО

«Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят программы, указанные в табли-це

1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной

информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при пере-

даче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида

2000».

Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО

Номер вер-Цифровой иден-Алгоритм вы-

Идентификацион-сии (иден- тификатор ПО числения циф-

Наименование ПОное наименованиетификаци-(контрольная сум-рового иден-

ПОtrial но- ма исполняемого тификатора

мер) ПОкода)ПО

Модуль вычисле-

ния значений

5d63da949114dae4

энергии и мощно-CalcClients.dll3

e55712d0b1b21906

MD5

сти по группам

точек учета

Модуль расчета

83f7b0f6d4a132f

линиях и транс-

d79874d10fc2b156

небаланса энер-CalcLeakage.dll3

b1959ff70be1eb17c

MD5

гии/мощности

Модуль вычисле-

ния значений

энергии потерь вCalcLosses.dll3

a0fdc27e1ca480ac

MD5

Metrology.dll3MD5

форматорах

Общий модуль,

содержащий

функции, исполь-

зуемые при вы- 52e28d7b608799bb

числениях раз- 3ccea41b548d2c83

личных значений

и проверке точно-

сти вычислений

Модуль обработки

значений физиче-

28cd77805bd1ba7

ских величин, пе-ParseBin.dll3

6f557f885b7372613

MD5

редаваемых в би-

нарном протоколе

Лист № 4

Всего листов 13

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

c391d64271acf4055

bb2a4d3fe1f8f48

MD5

ecf532935ca1a3fd3

215049af1fd979f

MD5

530d9b0126f7cdc2

3ecd814c4eb7ca09

MD5

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Продолжение таблицы 1

Идентификацион-

Наименование ПОное наименование

ПО

Номер вер-

сии (иден-

тификаци-

онный но-

мер) ПО

Цифровой иден-

тификатор ПО

(контрольная сум-

ма исполняемого

кода)

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иден-

тификатора

ПО

ParseIEC.dll

редаваемых по

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пе-

редаваемых по

протоколам се-

мейства МЭК

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пе-ParseModbus.dll

редаваемых по

протоколу Modbus

Модуль обработки

значений физиче-

ских

величин, пе-

ParsePiramida.dll

протоколу Пира-

мида

Модуль формиро-

вания расчетных

схем и контроля

целостности дан-SynchroNSI.dll

ных нормативно-

справочной ин-

формации

Модуль расчета

величины рассин-

хронизации и зна-VerifyTime.dll

trial коррекции

времени

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

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

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 электросчетчи-

ков 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 № 5

Всего листов 13

Метрологические и технические характеристики

Измерительные компоненты

Номер ИК

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

ИВКЭ

НаименованиеВид элек-

объекта

ТТ ТН Счётчик

(ИВК)

троэнергии

Основ-

греш-

Метрологические

характеристики ИК

По-

ная по-

грешнос

ть в

ность, %

рабочих

услови-

ях, %

123 4567

АО «ВПО «Точмаш»

ПС

кВ, 2 СШ 6кВ,

Кл. т. 0,5

Зав. № 0665

6000/100

EPQS

00039-227-

активная

±0,9±2,9

±2,4±4,5

ЗРУ 6 кВ, 1 СШ

маш

ТПОЛ-10

600/5

Кл. т. 0,2

Зав. № 704

Зав. № 461626

Зав. №

234-436

220/110/6/0,4 кВ

ТЛМ-10-1

НАМИ-10TK16L

Районная, ЗРУ 6

600/5

Кл. т. 0,2

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №

ф. 663 Точмаш

Зав. № 0519;

Зав. № 2819

Зав. № 461640

234-436

реак

ивная

ИК №5.1

ПС 220/110/6/0,4

кВ Районная,

. т. 0,5

НАМИ-10

EPQS

TK16L

ак

ивная

6кВ, ф. 669 Точ-

Зав. № 14133;

6000/100

Кл. т. 0,2S/0,5

00039

227-

реактивная

ИК №5.2

Зав. № 14130

±0,9±2,9

±2,4±4,5

ПС 110/6 кВ

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № РПДВ

С70

Зав. №

02078

"ВЭМЗ", ЗРУ-6Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03

СИ

ОН

активная

3кВ, 1 СШ, ф. 600/5 Кл. т. 0,2S/0,5

702Зав. № 24068;Зав. № 0108073171реактивная

ИК №1 Зав. № 23654

±1,1±3,0

±2,6±4,5

Лист № 6

Всего листов 13

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

6000/100

Зав. № 68710

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0108073175

СИКОН

С70

Зав. №

02078

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 1871

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0108073185

СИКОН

С70

Зав. №

02078

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

6000/100

Зав. № 68711

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0108073192

СИКОН

С70

Зав. №

02078

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,2S

1000/5

Зав. № 7734;

Зав. № 7835

НОМ-6-77

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 68967;

Зав. № 68968

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0108073112

СИКОН

С70

Зав. №

02081

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,2S

600/5

Зав. № 14530;

Зав. № 14531

НОМ-6-77

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 68970;

Зав. № 68969

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0108073099

СИКОН

С70

Зав. №

02081

789

активная±0,9±2,9

реактивная±2,3±4,4

активная±1,1±3,0

реактивная±2,6±4,5

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

600/5

Зав. № 3955;

Зав. № 3887

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

1000/5

Зав. № 778;

Зав. № 305

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

1000/5

Зав. № 8035;

Зав. № 431

активная±0,9±2,9

реактивная±2,3±4,4

активная±0,8±1,6

реактивная±1,7±2,7

Продолжение таблицы 2

ПС 110/6 кВ

"ВЭМЗ", ЗРУ-6

4кВ, 2 СШ, ф.

703

ИК №2

ПС 110/6 кВ

"ВЭМЗ", ЗРУ-6

5кВ, 4 СШ, ф.

731

ИК №3

ПС 110/6 кВ

"ВЭМЗ", ЗРУ-6

6кВ, 3 СШ, ф.

742

ИК №4

ПС "Тепловые

сети" (Влади-

мирская ТЭЦ-1),

ГРУ-6кВ, 1СШ,

яч.28

ИК №5

ПС "Тепловые

сети" (Влади-

мирская ТЭЦ-1),

ГРУ-6кВ, 2СШ,

яч.23

ИК №6

активная±0,8±1,6

реактивная±1,7±2,7

Лист № 7

Всего листов 13

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 02050063

СИКОН С1

Зав. №

01509

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 0802110997

FRONT

RACK

Зав. №

ТС7700526

789

Окончание таблицы 2

Владимирская

ТЭЦ-2, ПКРУ-

9 6кВ, 2 секция

яч.26 Точмаш

ИК №1

активная±1,1±3,0

реактивная±2,6±4,5

РП-3 ввод №1

10ф.26 ТЭЦ-2

ИК №1.1

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 22908;

Зав. № 5658

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 22465;

Зав. № 22466

НОМ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 8706;

Зав. № 9248

НОМ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 8649;

Зав. № 9345

активная±1,3±3,2

реактивная±2,5±5,6

Лист № 8

Всего листов 13

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) U

ном

; ток (1,0 – 1,2) I

ном

, частота - (50

0,15) Гц; cos

= 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -

от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до

плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

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

; диапазон

силы первичного тока - (0,02 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 –

1,0 (0,87 – 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

– температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

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

; диапазон

силы вторичного тока - (0,01 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) - 0,5 –

1,0 (0,87 – 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

– температура окружающего воздуха:

– для счётчиков электроэнергии EРQS от минус 40 °C до плюс 60 °C;

– для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТM.03 от минус 40 °C до плюс 60 °C;

– для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТM.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

- 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 30 °С;

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,8 инд и температуры окру-

жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №1-2 от плюс 15 °С

до плюс 30 °С, для ИК 3-10 от плюс 10 °С до плюс 35 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные ут-

вержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установ-

ленном на АО «ВПО «Точмаш» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

–электросчётчик EРQS – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–электросчётчик СЭТ-4ТM.03 – среднее время наработки на отказ не менее Т =

90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

Лист № 9

Всего листов 13

электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–УСПД ТК16L – среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–УСПД СИКОН С70 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–УСПД СИКОН С1 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–УСВ-3 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–РСТВ-01 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-

ка 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;

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– УСПД;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

– электросчетчика;

– УСПД;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– УСПД (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о состоянии средств измерений;

– о результатах измерений (функция автоматизирована).

Лист № 10

Всего листов 13

Цикличность:

– измерений 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

113 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-

дому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45 суток;

сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

– Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш») типографским

способом.

EРQS25971-032

СЭТ-4ТM.0327524-047

СЭТ-4ТM.03М36697-081

данных

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип№ ГосреестраКоличество, шт.

1 2 3 4

Трансформатор токаТЛМ-10-12473-002

Трансформатор тока ТПОЛ-101261-02 14

Трансформатор тока ТПЛ-101276-594

Трансформатор напряженияНАМИ-1011094-874

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 2611-702

Трансформатор напряженияНОМ-6-7717158-984

Трансформатор напряжения НОМ-6 159-494

Счётчик электрической энер-

гии многофункциональный

Счётчик электрической энер-

гии многофункциональный

Счетчик электрической энер-

гии многофункциональные

Устройство сбора и передачи

ТК16L36643-071

данных

Устройство сбора и передачи

СИ

ОН С7028822-052

данных

Устройство сбора и передачи

СИ

ОН С115236-031

времени

Устройство синхронизации

УСВ-128716-051

времени

Устройство синхронизации

УСВ-351644-121

Радиосервер точного времени РСТВ-01 40586-12 1

Программное обеспечение «Пирамида 2000» - 1

Лист № 11

Всего листов 13

Продолжение таблицы 3

1 2 3 4

Методика поверки - - 1

Формуляр - - 1

Руководство по эксплуатации--1

Поверка

осуществляется по документу МП 61468-15 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт»

(АО «ВПО «Точмаш»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП

«ВНИИМС» в июне 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

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

форматоры напряжения. Методика поверки»;

по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от-

ключения цепей. Методика выполнения измерений»;

по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения

цепей. Методика выполнения измерений»;

счетчиков EРQS – по документу РМ 1039597-26:2002 «Счетчики электрической

энергии многофункциональные EPQS», согласованному с Государственной службой метроло-

гии Литовской Республики в 2002 г.;

счетчиков СЭТ-4ТM.03 – по документу «Счетчики электрической энергии много-

функциональныеСЭТ-4ТМ.03.Руководствопоэксплуатации.Методикаповерки»

ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября

2004 г.;

счетчиковСЭТ-4ТМ.03М–всоответствиисметодикойповерки

ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложениемкруководствупоэксплуатаци

ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04

декабря 2007 г.;

УСПД ТК16L – по документу «Устройство сбора и передачи данных ТК16L для авто-

матизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП», согла-

сованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2007 г.;

УСПД СИКОН С70 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН

С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в

мае 2005 г.;

УСПД СИКОН С1 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН

С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в

2008 г.;

Устройство синхронизации времени УСВ-1 – по документу «Устройство синхрони-

зации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИ-

ИФТРИ» 15.12.04 г.;

Устройство синхронизации времени УСВ-3 – по документу «Устройство синхрони-

зации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИ-

ИФТРИ» в 2012 г.;

Радиосервер точного времени РСТВ-01 – по документу «Радиосерверы точного вре-

мени РСТВ-01. Методика поверки ПЮЯИ.468212.039МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФ-

ТРИ» 30.11.11;

Лист № 12

Всего листов 13

УСПД СИКОН С1 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН

С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в

2008 г.;

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

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

27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками

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%.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с

использованием АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш»), аттестованной

ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электро-

энергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «ВПО «Точмаш»)

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

технические условия.

2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

новные положения.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Техпроминжиниринг»

(ООО «Техпроминжиниринг»)

ИНН 2465209432

Юридический адрес: 660127, г.Красноярск, ул. Мате Залки, 4 «Г»

Почтовый адрес: 660127, г.Красноярск, ул. Мате Залки, 4 «Г»

Тел.: 7 (391) 277-66-55

Факс: 7 (391) 277-66-55

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт»

(ООО «Энергостандарт»)

Юридический адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д.42, помещение I, комната 12

Почтовый адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д.42, помещение I, комната 12

Лист № 13

Всего листов 13

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Тел./факс: 8 (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 метрологииС.С. Голубев

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
62814-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Завод АНД Газтрубпласт"	Нет данных	ООО "ПраймЭнерго", г.Москва	4 года	Перейти
72133-18	Система силоизмерительная стенда ОС-5 "СИС-ОС5"	Нет данных	АО "ОДК-Авиадвигатель", г.Пермь	1 год	Перейти
51601-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тюменьэнергосбыт"	Нет данных	ОАО "Тюменьэнергосбыт", г.Тюмень	4 года	Перейти
70839-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЖБЗ № 1"	Нет данных	ООО "Региональная энергетическая компания", г.Нижний Новгород	4 года	Перейти
57271-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ДГК", объект Комсомольская ТЭЦ - 2 (актуализация 2013/2)	Нет данных	ООО "Авентус-технологии", г.Хабаровск	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