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) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" Нет данных, ГРСИ 62188-15
Номер госреестра:
62188-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ГУП СК "Ставэлектросеть", г.Ставрополь
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 07/02
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 60420/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» (далее – АИИС КУЭ) предна-
значена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора,
обработки,хранения,формированияотчетныхдокументовипередачиполученной
информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизиро-
ванную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в се-
бя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные
трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактив-
ной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по
ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измеритель-
ные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервере сбора данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника
типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие
места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают 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
усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и то-
ка за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения про-
изводится вычисление активной и полной мощности за период. 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 значе-
ние мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-
485 поступает на входы контроллеров СИКОН ТС65 или GSM-модемов IRZ, Siemens MC35,
Cinterion и Teleofis, откуда по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи дан-
ных GPRS/CSD передается в сервер сбора данных АИИС КУЭ, где осуществляется обработка
измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом ко-
эффициентов трансформации ТТ и ТН.
Лист № 2
Всего листов 15
В сервере сбора данных АИИС КУЭ, располагающемся в центре сбора и обработки ин-
формации (далее – ЦСОИ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро», производится сбор, форми-
рование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображе-
ние информации на мониторах АРМ и передача данных в организации – участники оптового
рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смеж-
ным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов уста-
новленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения
статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической
энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений,
состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера
сбора данных АИИС КУЭ настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измере-
ний, входящим в АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск Госреестр № 58042-14;
АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» по объекту ЗАО «Сен-Гобен Кавминстекло»
Госреестр № 45918-10; АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» Госреестр № 41350-09.
Перечень точек измерений смежных АИИС КУЭ, результаты измерений по которым получают
в рамках соглашений об информационном обмене, приведен в таблице 5.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает
поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). АИИС
КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим соб-
ственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS–приёмника, входящего в со-
став УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного
импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер сбора дан-
ных АИИС КУЭ периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, кор-
ректировка часов сервера осуществляется вне зависимости от наличия расхождения.
Часы счетчиков синхронизированы по времени с часами сервера сбора данных АИИС
КУЭ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция
часов счетчиков осуществляется при обнаружении расхождения с часами сервера больше ±2 с,
но не чаще одного раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера сбора данных АИИС КУЭ отража-
ют: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов
устройств.
Лист № 3
Всего листов 15
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством
защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Значение
Metrol-
ogy.dll
3
MD5
CalcCli-CalcLeak-
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные
признаки
ИдентификационноеCal-
наименование ПО
ents.dll age.dll
cLosses.dl
l
Parse-Par-
Bin.dll seIEC.dll
ParseMod-
bus.dll
ParsePi-
ramida.dll
SynchroN
SI.dll
VerifyTim
e.dll
52e28d7b6
08799bb3c
cea41b548
d2c83
6f557f885 48e73a928
b7372613 3d1e66494
28cd77805 521f63d00
bd1ba7b0d9f
c391d6427
1acf4055b
b2a4d3fe1
f8f48
ecf532935
ca1a3fd32
15049af1f
d979f
530d9b01
26f7cdc23
ecd814c4e
b7ca09
1ea5429b2
61fb0e288
4f5b356a1
d1e75
Номер версии (иден-
тификационныйно-
мер) ПО
e55712d0bb1959ff70d79874d1
Цифровой иденти-1b219065be1eb17c8 0fc2b156a
фикатор ПО d63da94913f7b0f6d40fdc27e1c
14dae4a132fa480ac
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-
тификатора ПО
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000»,
внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство 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 из-
мерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тариф-
ных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электриче-
ской энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 15
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 5.
Состав измерительного канала
Наименование
точки измерений
Вид элек-
троэнергии
1
оп. № 20/2 ВЛ-10 кВ
Ф-899
ПС «Дербетовская»
110/35/10 кВ
ТОЛ-10-I
50/5
Кл. т. 0,5
А № 4707
С № 4614
активная
реактивная
2
ПС «Дербетовская»
110/35/10 кВ,
КРУН-10 кВ 2 СШ,
Ф-894
активная
реактивная
3
ПС «Радиозавод»
110/10 кВ, РУ-10 кВ
2 СШ, Ф-222
активная
реактивная
4
ТП-311, РУ-10 кВ
2 СШ, Ф-138
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер
ИК
1
2
ТТ
3
УСПДИВК
6 7
8
ТНСчётчик
4 5
ЗНОЛП-ЭК-10
10000/√3:100/√3ЦЭ6850М
Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,2S/0,5
А № 25586Зав. №
В № 25591007251090359407
С № 25592
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
НТМИ ЦЭ6850М
10000/100 Кл. т. 0,5S/1,0
Кл. т. 0,5Зав. №
№ ЕРЕ007259069000027
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
НАЛИ-СЭЩЦЭ6850М
10000/100 Кл. т. 0,2S/0,5
Кл. т. 0,5Зав. №
№ 00354-12007251068000354
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
ТЛМ-10
50/5
Кл. т. 0,5
А № 5362
С № 5352
ТОЛ-СЭЩ-10
600/5
Кл. т. 0,5S
А № 21537-11
В № 21526-11
С № 21532-11
ТОЛ-СЭЩ-10
100/5
Кл. т. 0,5
А № 21363-09
С № 24373-09
НТМИ-10-66ЦЭ6850М
10000/100 Кл. т. 0,2S/0,5
Кл. т. 0,5Зав. №
№ 33280721570508112995
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
Лист № 5
Всего листов 15
5
оп. № 6/1 ВЛ-10 кВ
Ф-467
ПС Новопавловская-1
35/10 кВ
ТОЛ-10-I
30/5
Кл. т. 0,5
А № 7105
С № 7106
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 87861529
активная
реактивная
ТФЗМ-35Б-1У1
100/5
Кл. т. 0,5
А № 30594
С № 30971
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
007251041000401
активная
реактивная
7
ЗТП-1 10/0,4 кВ, Ввод
10 кВ Т-1, Ф-612
-
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
007251055002734
активная
реактивная
8
ЗТП-1 10/0,4 кВ, Ввод
10 кВ Т-2, Ф-464
-
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
007251055002889
активная
реактивная
-
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
007221036000004
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
3
5
67
8
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
ПС «Изобильная»
6110/35/10 кВ, РУ-35 кВ
1 СШ, Л-370
4
ЗНОЛПМ-10
10000/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
А № 3000216
В № 3000217
С № 3000222
ЗНОМ-35-65
35000/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
А № 1309651
В № 1304650
С № 1321867
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
БКТП-18/216 10/0,4 кВ,
9РУ-0,4 кВ 1 СШ,
Ввод Т-1
ТШП-0,66
600/5
Кл. т. 0,5
А № 12135992
В № 12136014
С № 12135993
ТШП-0,66
600/5
Кл. т. 0,5
А № 12135960
В № 12135961
С № 12135962
ТТЭ-100
1000/5
Кл. т. 0,5
А № 20654
В № 20651
С № 20658
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
Лист № 6
Всего листов 15
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
007221036000001
активная
реактивная
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
007251089395019
активная
реактивная
12
РП-1 6 кВ, РУ-6 кВ
2 СШ, Ф-619
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
007251087000281
активная
реактивная
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 85871462
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
5
67
8
БКТП-18/216 10/0,4 кВ,
10РУ-0,4 кВ 2 СШ,
Ввод Т-2
-
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
ПС «Затеречная»
11110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ,
Л-529
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
300/5
А № 1612
34
ТТЭ-100
1000/5
Кл. т. 0,5
А № 20649
В № 20646
С № 20655
А: ТФЗМ-35Б-1У1
200/5ЗНОМ-35-65
Кл. т. 0,5 35000/√3:100/√3
№ 34306 Кл. т. 0,5
С: ТФМ-35-II А № 1218948
200/5 В № 1174572
Кл. т. 0,5С № 1218483
№ 3209
ТПЛ-10
НТМИ-6-66
6000/100
№ 2033
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
оп. № 2 ВЛ-10 кВ
13Ф-107 ПС «Т-302»
110/35/27/10 кВ
Кл. т. 0,5
0
Кл. т. 0,5
С № 4850
ТПОЛ-10 НОЛП-10
300/5 10000/100
Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5
А № 3866 А № 3000095
С № 3865 С № 3000382
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
Лист № 7
Всего листов 15
14
РП-215, РУ-10 кВ,
Ф-215
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 87861021
активная
реактивная
15
РП-2 6 кВ, РУ-6 кВ,
яч. № 15, Ф-608
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
№ 8862
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
007251089395017
активная
реактивная
16
ТП-7 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, Ф-108, Ввод
-
ЦЭ6850М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. №
007251089394848
активная
реактивная
Окончание таблицы 2
12
4
5
67
8
ЗНОЛ-СЭЩ-10
10000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
А № 05821-12
В № 05822-12
С № 05823-12
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
3
А: ТОЛ-СЭЩ-10
200/5
Кл. т. 0,5
№ 34146-12
С: ТОЛ-СЭЩ
200/5
Кл. т. 0,5
№ 42672-12
ТПОЛ-10
100/5
Кл. т. 0,5
А № 5737
С № 13557
Т-0,66
300/5
Кл. т. 0,5
А № 11137869
В № 11136111
С № 11136112
Сервер сбора
-данных
АИИС КУЭ
Лист № 8
Всего листов 15
Границы интервала отно-
сительной основной по-
грешности измерений,
соответствующие веро-
ятности Р=0,95, %
Номер ИК
Диапазон тока
1; 4-6; 11; 12; 15
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,2S)
2; 13
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,5S)
3
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,2S)
7; 8; 16
(ТТ 0,5; Сч 0,2S)
9; 10
(ТТ 0,5; Сч. 0,5S)
14
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
0,02Iн
1
I
1
<0,05Iн
1
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
cos
= cos
= cos
=
0,9 0,8 0,5
1,0 1,2 2,2
1,3 1,6 2,9
2,3 2,8 5,4
2,3 2,9 5,4
1,2 1,4 2,3
1,4 1,7 3,0
2,4 2,9 5,4
2,5 3,0 5,5
1,0 1,2 2,2
1,0 1,2 2,2
1,3 1,6 2,9
1,4 1,7 3,0
2,3 2,9 5,4
0,8 1,0 1,8
1,1 1,4 2,6
2,2 2,7 5,2
2,2 2,8 5,3
1,0 1,1 1,9
1,3 1,5 2,7
2,3 2,8 5,3
2,4 2,9 5,4
0,9 1,1 1,9
1,2 1,5 2,7
2,2 2,8 5,3
2,3 2,8 5,3
Границы интервала отно-
сительной погрешности
измерений в рабочих ус-
ловиях эксплуатации, со-
ответствующие вероят-
ности Р=0,95, %
cos
= cos
= cos
=
0,9 0,8 0,5
1,3 1,5 2,3
1,5 1,8 3,0
2,4 2,9 5,5
2,5 3,0 5,5
2,1 2,2 2,9
2,3 2,4 3,5
2,9 3,4 5,7
3,1 3,5 5,8
1,3 1,5 2,3
1,3 1,5 2,3
1,5 1,8 3,0
1,6 1,8 3,1
2,5 3,0 5,5
1,1 1,2 1,9
1,4 1,6 2,8
2,3 2,8 5,3
2,4 2,9 5,3
2,0 2,1 2,6
2,2 2,3 3,2
2,9 3,3 5,6
3,0 3,4 5,6
1,2 1,3 2,1
1,4 1,7 2,8
2,4 2,9 5,3
2,4 2,9 5,4
Лист № 9
Всего листов 15
грешности измерений,
соответствующие веро-
сительной погрешности
ности Р=0,95, %
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Границы интервала от
н
о-
Границы интервала отно-
сительной основной по-
измерений в рабочих ус-
ловиях эксплуатации, со-
Номер ИКДиапазон тока
ятности Р=0,95, %
ответствующие вероят-
3
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,5)
7; 8; 16
(ТТ 0,5; Сч 0,5)
9; 10
(ТТ 0,5; Сч. 1,0)
sin
= sin
= sin
= sin
= sin
= sin
=
0,4 0,6 0,9 0,4 0,6 0,9
cos
= cos
= cos
= cos
= cos
= cos
=
0,9 0,8 0,5 0,9 0,8 0,5
1; 4-6; 11; 12; 15
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
2,6 1,9 1,2 3,1 2,6 2,1
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
3,5 2,4 1,5 3,9 3,0 2,3
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
6,4 4,3 2,5 6,6 4,7 3,1
Сч 0,5)
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
6,4 4,4 2,7 6,7 4,8 3,2
2; 13
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
2,7 2,1 1,5 4,4 4,0 3,8
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
3,6 2,6 1,8 5,0 4,3 3,9
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
6,4 4,4 2,7 7,3 5,6 4,4
Сч 1,0)
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
6,5 4,6 3,0 7,4 5,8 4,5
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
2,6 1,9 1,2 3,1 2,6 2,1
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
2,6 1,9 1,2 3,1 2,6 2,1
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
3,5 2,4 1,5 3,9 3,0 2,3
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
3,6 2,6 1,8 4,0 3,1 2,5
0,02Iн
1
I
1
<0,05Iн
1
6,4 4,4 2,7 6,7 4,8 3,2
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
2,2 1,5 1,0 2,8 2,3 2,0
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
3,1 2,2 1,3 3,6 2,8 2,2
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
6,2 4,2 2,4 6,4 4,6 3,0
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
6,3 4,3 2,6 6,5 4,7 3,1
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
2,3 1,8 1,3 4,2 3,9 3,7
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
3,3 2,4 1,6 4,8 4,2 3,8
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
6,3 4,3 2,6 7,1 5,5 4,3
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
6,4 4,5 2,9 7,2 5,7 4,5
14
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
2,3 1,6 1,1 2,9 2,4 2,1
0,2Iн
1
I
1
<Iн
1
3,2 2,3 1,4 3,7 2,9 2,2
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
0,1Iн
1
I
1
<0,2Iн
1
6,2 4,3 2,5 6,5 4,6 3,0
Сч 0,5)
0,05Iн
1
I
1
<0,1Iн
1
6,3 4,3 2,6 6,5 4,7 3,1
Примечания:
1Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва-
ла, соответствующие вероятности 0,95.
3Нормальные условия эксплуатации:
-параметры сети: диапазон напряжения (0,99 – 1,01) Uн; диапазон силы тока
(0,02 – 1,2) Iн, частота (50
0,15) Гц; коэффициент мощности cos
= 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
-температура окружающей среды:
-ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 35 °С;
-счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
Лист № 10
Всего листов 15
-ИВК от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4Рабочие условия эксплуатации:
-для ТТ и ТН:
-параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн
1
; диапазон
силы первичного тока (0,01 – 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
(sin
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота (50
0,4) Гц;
-температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 35 °C.
-для счетчиков электроэнергии:
-параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока (0,01 – 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
(sin
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота (50
0,4) Гц;
-температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от
минус 20 °C до плюс 55 °C;
-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5Погрешность в рабочих условиях указана для cos
= 0,5; 0,8; 0,9 инд и температу-
ры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 0 °С до
плюс 35 °С.
6Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ на анало-
гичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечис-
ленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ
порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемле-
мая часть.
Лист № 11
Всего листов 15
пп АИИС КУЭ
измерений
Таблица 5 – Перечень точек измерений смежных АИИС КУЭ, результаты измерений по которым получают в рамках соглашений об информаци-
онном обмене.
Номер в Федеральном
информационном
58042-14
31РП-1 «Энергоблок»
42РП-1 «Энергоблок»
53РП-1 «Энергоблок»
РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ,
75ТП-2
ТП-2, РУ-6 кВ, яч 6, ф. 609
86ТП-1
ТПС-303
по объекту
№№ ИК вНаименование объекта
Наименование точки измеренийНаименование АИИС КУЭ фонде по обеспече-
нию единства измере-
ний
116ТП 126ТП 126, Ф-109, ПС «Кочубеевская»АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть»
217ТП 126 ТП 126, Ф-280, ПС «Почтовая»
г. Невинномысск
РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ,
яч. 2.10, ф. 609 от ТПС-303
РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ,
яч. 1.3, ф. 614 от ТПС-303
РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ,
яч. 2.8, ф. 621 от ПС Бутылочная
АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт»
64РП-1 «Энергобло
к
»
яч. 1.5, ф. РП-2 от
.
ПС Бутылочная
ЗАО «Сен-Гобен Кавминстекло»
45918-10
от ПС Бутылочная
ТП-1, РУ-6 кВ, яч. 2, ф. 609
от ПС Бутылочная
97ТП-
1
А
ТП-1А, РУ-6 кВ, яч. 1, ф. 603 от
Лист № 12
Всего листов 15
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-электросчётчик ЦЭ6850М – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 160 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 60 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
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 коммутируемого канала.
В журналах событий фиксируются факты:
-журнал счётчика:
-параметрирования;
-пропадания напряжения;
-коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-электросчётчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-сервера сбора данных АИИС КУЭ;
-защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
-электросчетчика;
-сервера сбора данных АИИС КУЭ.
Возможность коррекции времени в:
-электросчетчиках (функция автоматизирована);
-ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-о результатах измерений (функция автоматизирована);
-о состоянии средств измерений.
Цикличность:
-измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
128 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-сервер сбора данных АИИС КУЭ - хранение результатов измерений, состоя-
ний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные trial эксплуатационной документации на систему автоматизирован-ную
информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП
СК «Ставрополькоммунэлектро» типографским способом.
Лист № 13
Всего листов 15
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
ЦЭ6850М
20176-06
16
Сервер
-
1
Тип
ТЛМ-10
ТОЛ-10-I
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ
ТПЛ-10
ТПОЛ-10
ТПОЛ-10
ТТЭ
ТШП-0,66
Т-0,66
ТФЗМ-35Б-1У1
ТФМ-35-II
ЗНОЛ-СЭЩ-10
ЗНОЛП-ЭК-10
ЗНОЛПМ-10
ЗНОМ-35-65
НАЛИ-СЭЩ
НОЛП-10
НТМИ
НТМИ-6-66
НТМИ-10-66
№ Госреестра
2473-05
47959-11
32139-06
32139-11
51623-12
1276-59
1261-08
47958-11
32501-08
47512-11
29482-07
3689-73
17552-98
35956-12
47583-11
46738-11
912-70
51621-12
49075-12
831-53
2611-70
831-69
Количество, шт.
2
4
5
1
1
2
2
2
6
6
3
3
1
3
3
3
6
1
2
1
2
1
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии мно-
гофункциональные
Устройства синхронизации времени
28716-05
1
Методика поверки
Формуляр
УСВ-1
iLO 2 Default
Network Settings
--
-
-
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 62188-15 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставропольком-
мунэлектро». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
в июле 2015 г.
Основные средства 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 от-
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе-
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
Лист № 14
Всего листов 15
-счетчиков ЦЭ6850М – в соответствии с документом «Счетчики электрической
энергии ЦЭ6850. Методика поверки» ИНЕС.411152.034 Д1, утвержденному ФГУП «ВНИИМ
им. Д.И. Менделеева» в 2002 г.
-УСВ-1 – в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-1.
Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ»15.12.2004 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 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической
энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной
системы коммерческого учета электрической энергии ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро»
для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ГУП СК «Ставрополькоммунэлек-
тро»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации №
РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнер-
гии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни-
ческие условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения
Изготовитель
ГУП СК «Ставэлектросеть»
ИНН 2635244268
Адрес: 355037, г. Ставрополь, ул. Шпаковская, 76/6
Тел.: (8652) 74-88-01
Факс: (8652) 74-11-45
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Сервис-Метрология»
(ООО «Сервис-Метрология»)
Юридический адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 1-2-3
Тел./факс: (499) 755-63-32
E-mail:
Лист № 15
Всего листов 15
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
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:
Web-сайт:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измере-
ний в целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 36573-07 | Система измерительная налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны | СИНСН-32П | ЗАО "Приз", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 56182-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ярославская сбытовая компания" | Нет данных | ОАО "Ярославская сбытовая компания", г.Ярославль | 4 года | Перейти |
| 75025-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции "Вонгуда" Северной ЖД филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Архангельской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 15045-00 | Блоки измерительно-вычислительные для узлов учета количества природного газа | МИР-Г | ЗАО "Сигнал-Интелсистем", г.Энгельс | 2 года | Перейти |
| 80969-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Кировской области | Общество с ограниченной ответственностью "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"), г. Москва, Комсомольский проспект, д. 42, стр. 3 | 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