Заказать поверку
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Щекиноазот" Нет данных
ГРСИ 63676-16

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
63677-16
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Щекиноазот" Нет данных, ГРСИ 63676-16
Смотреть ГРСИ
63675-16
Номер госреестра:
63676-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Щекиноазот"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 2015АС001
Описание типа:
Скачать
описание типа СИ
Методика поверки:
-
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
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 № 62000
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 16
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ОАО «Щекиноазот»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта
электроэнергии ОАО «Щекиноазот» (далее–АИИС КУЭ), предназначена для измерения
активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы
времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображенияинформации.
Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭОАО«Щекиноазот»представляетсобоймногофункциональную
трехуровневую автоматизированнуюсистемусцентрализованнымуправлениеми
распределённой 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 прир•ащений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
·
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз
данных) и от несанкционированного доступа;
·
передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
·
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних
пользователей);
·
обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
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).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-йуровень–измерительно-информационныекомплексы(ИИК)),включающие
измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001,
измерительныетрансформаторынапряжения(ТН) класса точности (КТ)0,5по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS класса
точности (КТ) 0,2S и (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной
электроэнергии и класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной
электроэнергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы
погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных
погрешностей для счетчиков класса точности 0,5Sпо ГОСТ 31819.22-2012 по каждому
присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (62 точки измерений).
2-йуровень–измерительно-вычислительныйкомплексыэлектроустановок(ИВКЭ)
включают в себя локальные устройства Шлюз Е-422 GSM (ГР №46553-11) для автоматизации
измерений и учета энергоресурсов (далее-УСПД), аппаратуру передачи данных внутренних
каналов связи, источники бесперебойного питания и специализированное программное
обеспечение (ПО);
Лист № 2
Всего листов 16
3-й уровень-информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер
сбора и базы данных, АПК «Телескоп+» (ГР №27781-04), радиосервер точного времени
РСТВ-01-01 (ГР №40586-09), автоматизированные рабочие места (АРМ), аппаратуру передачи
данных внутренних и внешних каналов связи.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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 посредством
линий связи RS – 485 каждые 30 минут поступает на входы УСПД. Полученная информация
записываетсяв энергонезависимую памятьУСПД,гдеосуществляетсявычисление
электроэнергии и мощности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача
накопленных данных по проводным линиям и каналам связи GSM-модемов на верхний уровень
системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД
устройствам. ИВК с периодичностью не реже чем один раз в сутки производит
автоматизированный сбор результатов измерений с УСПД уровня ИВКЭ. Полученная
информация записывается в базу данных сервера БД. На верхнем уровне системы выполняется
обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных
документов.
СформированныеXML-отчетыпередаютсязаинтересованныморганизациями
участникам Оптового рынка электроэнергии по выделенному каналу доступа в сеть Интернет.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе радиоприемника точного времени типа РСТВ-01-01, принимающего сигналы точного
времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) установленного на уровне
ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные
метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для
обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Часы сервера
АИИС КУЭ синхронизируются с часами РСТВ-01-01 непрерывно, коррекция часов севера
АИИС КУЭ выполняется каждую секунду. Сличение времени часов УСПД происходит при
каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с
периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и
сервера на значение превышающее ±2 с (программируемый параметр). Часы счетчика
синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов
счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с
(программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Лист № 3
Всего листов 16
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяаппаратно-программныйкомплекс(АПК)для
автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и
сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Программные средства СС и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО,
включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные
программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+»
версия 4.0.4, ПО СОЕВ.
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+»
версия 4.0.4 приведены в таблице 1.
(признаки)программногообеспечения
Таблица1-Идентификационныеданные
«ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4
Идентификационные данные (признаки)
Значения
1.Наименование ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Сервер сбора данных
Server_MZ4.dll
1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПО
2.Наименование ПО
Идентификационное наименование ПО
Trial версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
3.Наименование ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c
Пульт диспетчера
PD_MZ4.dll
1.0.1.1
2b63c8c01bcd61c4f5b15e097f1ada2f
АРМ Энергетика
ASCUE_MZ4.dll
1.0.1.1
cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
md5
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений по Р.50.2.077-2014–«высокий».
На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные
коэффициенты, которые используются для пересчёта токов и напряжений,считанных со
счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность) на уровне ИВК. Значения
пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа–паролем,
опломбированием сервера и фиксацией изменений в журнале событий. Метрологически
значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (разграничение прав доступа,
использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной
модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления
или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных
данных.
Метрологические и технические характеристики
Перечень компонентов АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот», с указанием непосредственно
измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств
измерений, входящих в состав измерительного канала, представлен в таблице 2.
Лист № 4
Всего листов 16
Номер измерительного канала
Трансформатор
тока
Трансформатор
напряжения
Счетчик
УСПД
ТФЗМ-150А
1200/5,КТ 0,5
ф.А №1713
ф.В № 1717
ф.С № 1715
ТФЗМ-150А
1200/5,КТ 0,5
ф.А №1707
ф.В № 1634
ф.С № 1721
Первомайская
ТЭЦ,
ОВВ-110кВ
ТФЗМ-150А
600/5,КТ 0,5
ф.А №220
ф.В № 209;
ф.С № 205
Шлюз Е-422GSM
№110519
РСТВ-01-01
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ
ОАО «Щекиноазот»
Состав измерительного канала
Наименование
присоединения
УССВ
Вид
электроэнергии
Пределы допускаемой
относительной погрешности, ±(%)
Пределы допускаемой относитель
ной погрешности в рабочих
условиях, ±(%)
3
5
678910
12
1
Первомайская
ТЭЦ,
ВЛ-110кВ
Первомайская-
Малахово 1
EPQS
122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942510
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
2
Первомайская
ТЭЦ,
ВЛ-110кВ
Первомайская-
Малахово2
EPQS
122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942515
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
3
Первомайская
ТЭЦ,
ВЛ-110кВ
Первомайская-
КС-9
ТФНД-1501
600/5,КТ 0,5
ф.А № 338
ф.В № 340
ф.С № 367
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01139125
4
Первомайская
ТЭЦ,
ВЛ-110кВ
Первомайская-
Восточная
ТФНД-1501
1200/5,КТ 0,5
ф.А № 360
ф.В № 367
ф.С № 361
EPQS
122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942512
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
5
4
НКФ-110-57 У1
110000/√3: 100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934854
ф.В № 934851
ф.С № 934853
НКФ-110-57 У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934850
ф.В № 915352
ф.С № 934852
НКФ-110-57 У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934854
ф.В № 934851
ф.С № 934853
НКФ-110-57 У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934854
ф.В № 934851
ф.С № 934853
НКФ-110-57 У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934854
ф.В № 934851
ф.С № 934853
EPQS
122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942513
А
±1,4 ±3,3
Р
±2,1 ±5,4
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
Лист № 5
Всего листов 16
ТФНД-1501
600/5,КТ 0,5
ф.А № 319
ф.В № 313
ф.С № 0001
Шлюз Е-422GSM
№110519
ТФНД-1501
600/5,КТ 0,5
ф.А № 372
ф.В № 378
ф.С № 329
НКФ-110-57У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934850
ф.В № 915352
ф.С № 934852
Шлюз Е-22GSM
№110519
ТЛШ-10У3
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 517
ф.С № 526
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2782
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2754
Шлюз Е-422GSM
№141106
РСТВ-01-01
5
678910
Продолжение таблицы 2
123
6
ПервомайскаяТФНД-1501
ТЭЦ, 1200/5,КТ 0,5
ВЛ-110кВ ф.А № 371
Щекино- ф.В № 377
Первомайская 1 ф.С № 331
EPQS
122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942516
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
ТЭЦ,
ф.А № 365
ф.В № 468
7
Первомайская
ТФНД-1501
ВЛ-110кВ
1200/5,КТ 0,5
Щекино-
Первомайская 2
ф.С № 460
4
НКФ-110-57 У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А №934854
ф.В №934851
ф.С №934853
НКФ-110-57У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А №934850
ф.В № 915352
ф.С №934852
EPQS
122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942514
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
8
Первомайская
ТЭЦ,
ВЛ-110кВ
Первомайская-
Западная
НКФ-110-57У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934850
ф.В № 915352
ф.С №934852
EPQS
122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942517
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
Первомайская
ТЭЦ,
ВЛ-110кВ
9
Первомайская-
Капролактам
EPQS
122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942518
ТПШЛ-10
4000/5,КТ 0,5
ф.А №2581
ф.С № 2582
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 128
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257629
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
10 ПС 110/6кВ
Западная №93,
РУ-6кВ ввод
1сш, яч.11
11
ПС 110/6кВ
Западная №93,
РУ-6кВ ввод
3сш, яч.23
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257627
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
12
ПС 110/6кВ
Западная №93,
РУ-6кВ ввод
5сш, яч.37
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3626
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257625
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
13 ПС 110/6кВ
Западная №93,
РУ-6кВ ввод
2сш, яч.7
ТПШЛ-10
5000/5
КТ 0,5
ф.А № 3425
ф.С № 3309
ТПШЛ-10
4000/5.КТ 0,5
ф.А№ 4579
ф.С в№ 5359
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2728
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257824
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
14
ПС 110/6кВ
Западная №93,
РУ-6кВ ввод
4сш, яч.27
ТЛШ-10У3
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 490
ф.С № 496
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257826
±1,4±3,3
А
±2,1±5,4
Р
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
Лист № 6
Всего листов 16
ПС 110/6кВ
Западная
№93, РУ-
6кВ ввод
6сш, яч.41
ТПШЛ-10
5000/5,КТ 0,5
ф.А №3308
ф.С №069
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3826
ТПШЛ-10
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 2724
ф.С № 1828
ТПШЛ-10
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 197
ф.С № 4775
ТШЛ-10
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 2278
ф.С № 5364
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ ПТПРК
ТПШЛ-10
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 5814
ф.С.№ 5615
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 5979
ТПШЛ-10
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 5990
ф.С № 5934
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 3662
ТЛШ-10
2000/5,КТ 0,5
ф.А № 5601
ф.С № 34
РСТВ-01-01
Продолжение таблицы 2
12345678910
15
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257623
Шлюз Е-422GSM
№141106
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 3225
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257675
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 7538
ЕPQS
111.21.18LL
КТ 0,2S/0,5
№ 461888
±1,2 ±2,9
±2,1 ±5,4
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257621
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257628
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257626
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
16 ПС 110/6кВ
Капролактам
№264,
РУ-6кВ ввод
1сш, яч.19
17
ПС 110/6кВ
Капролактам
№264,
РУ-6кВ ввод
5сш, яч.29
18 ПС 110/6кВ
Капролактам
№264,
РУ-6кВ ввод
7сш, яч.69
19ПС 110/6кВ
Капролактам
№264,
РУ-6кВ ввод
2сш, яч.14
20 ПС 110/6кВ
Капролактам
№264
РУ-6кВ ввод
6сш, яч.30
ПС 110/6кВ
Капролактам
21№264,
РУ-6кВ ввод
8сш, яч.66
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 4948
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257630
Шлюз Е-422GSM
№141107
А
Р
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
Лист № 7
Всего листов 16
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3473
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2471
26
ТПЛ-10М
300/5, КТ 0,5
ф.А № 2804
ф.С № 2812
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 196
27
ТПЛ-10М
300/5, КТ 0,5
ф.А № 2609
ф.С № 2975
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 247
Шлюз Е-422GSM
№110904
РСТВ-01-01
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3473
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138954
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
яч.51 - Т2
ТПЛ-10М
300/5,КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2471
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138944
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
№140
ТПЛ-10М
ф.С №2974
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138945
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
№140,
яч.39- Т2
Продолжение таблицы 2
ПС 110/6кВТПЛ-10М
Восточная №140 300/5,КТ 0,5
22 РУ-6кВ, 3сш, ф.А № 2905
яч.22 - Т1 ф.С №2906
ТП-20 КуАз
ПС 110/6кВ
Восточная №140,
23РУ-6кВ, 2сш,
ф.А №2971
ТП-20 КуАз
ф.С
№ 2972
ПС 110/6кВ
В
о
с
точная
300/5, КТ 0,5
24
РУ-6кВ, 3сш,
ф.А №2973
яч.10 -Т1
ТП-22 КуАз
ПС 110/6кВ
Восточная
ТПЛ-10М
25РУ-6кВ, 2сш,
300/5, КТ 0,5
ф.А № 2917
ТП-22 КуАз
ф.С
№ 2916
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 0113899
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138947
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
ПС 110/6кВ
Восточная
№140,
РУ-6кВ, 1сш,
яч.19 - Т1
ТП-24 КуАз
ПС 110/6кВ
Восточная №140,
РУ-6кВ, 4сш,
яч.42- Т2
ТП-24 КуАз
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138950
А
Р
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
Лист № 8
Всего листов 16
-
Шлюз Е-422GSM
№141104
7 8910
4
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 196
56
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257676
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 196
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257995
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
30
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3112
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257683
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
31
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2471
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257679
Шлюз Е-422GSM
№141105
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 682
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257685
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 716
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257684
Шлюз Е-422GSM
№141103
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
34
1,2 3,0
1,9 4,9
35
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2583
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 483
1,2 3,0
1,9 4,9
Продолжение таблицы 2
123
28 ПC 110/6кВТПОЛ-10
Восточная№140 600/5, КТ 0,5
РУ-6кВ 1сш, ф.А №30760
яч.11 - ф.С №33414
Щёкинская
ГЭС
ПC 110/6кВ ТПОЛ-10
Восточная№140 600/5, КТ 0,5
29 РУ-6кВ 1сш,ф.А № 46101
яч.13 – Союз- ф.С №30630
роммонтаж
ПC 110/6кВТПОЛ-10
Восточная№140 300/5, КТ 0,5
РУ-6кВ 6сш,ф.А №69100
яч.113 - ф.С № 3571
Щёкинская
ГЭС
ПC 110/6кВТПОЛ-10
Восточная№140 600/5, КТ 0,5
РУ-6кВ 2сш, ф.А №30174
яч.53 - ф.С №30177
Яснополянская
фабрика
упаковки и
тары
ПС 35/6кВТПОЛ-10
Воздремо 800/5, КТ 0,5
32 №148, ф.А №42807
РУ-6кВ ввод ф.С №40254
1сш, яч.6
ПС 35/6кВТПОЛ-10
Воздремо 800/5, КТ0,5
33 №148, ф.А №25252
РУ-6кВ ввод ф.С №31346
2сш, яч.19
ПС 35/6кВТПОЛ-10
Упа №50, 600/5, КТ0,5
РУ-6кВ вводф.А №42921
1сш, яч.19ф.С №44018
ПС 35/6кВ ТПОЛ-10
Упа №50, 600/5, КТ 0,5
РУ-6кВ ввод ф.А №44305
2сш, яч.16ф.С №42832
36ПС 35/6кВ Т-0,66 У3
Упа №50,РУ-5/5, КТ 0,5
6кВ,ТСН-1, ф.А №057634
ввод 0,4кВф.С №057635
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257827
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№257689
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257687
РСТВ-01-01
А
Р
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
Лист № 9
Всего листов 16
-
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ ОКУСВ
41
ТПЛ-10-М
400/5, КТ 0,5
ф.А № 2965
ф.С № 3009
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 44-2-11
±1,2
±2,1
±2,9
±5,4
42
РП-6, РУ-6кВ
1сш, яч.7 -
Щёкинская
ГЭС
ТПЛМ-10
200/5, КТ 0,5
ф.А №12690
ф.С № 12466
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 772
±2,9
±5,4
43
РП-6, РУ-6кВ
2сш, яч.8 -
Щёкинская
ГЭС
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3154
Шлюз Е-422GSM№141109
±1,2
±2,1
±2,9
±5,4
44
КТПН-400
6/0,4кВ, ввод
Щит 0,4кВ
МБУ
«ДОЛ им.
О.Кошевого»
Т-0,66 М У3
400/5, КТ 0,5S
ф.А №356271
ф.В №356281
ф.С №556291
-
Шлюз Е-422GSM
№110842
±1,1
±1,8
±3,2
±5,3
4
89
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
6кВ Упа-2,
1сш яч.9 -
ТПФМ-10
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ ОКУСВ
567
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257686
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257690
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
39
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257692
4
Шлюз Е-422GSM №141104
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
40
Продолжение таблицы 2
123
37 ПС 35/6кВТ-0,66 У3
Упа №50,РУ- 5/5, КТ 0,5
6кВ, ТСН-2, ф.А №057631
ввод 0,4кВ ф.С №057636
38ПС 35/6кВ
Упа №50, Р
У
-
100/5, КТ 0,5
ф.А № 66247
Росб
и
о
ф.С № 65590
ПС 35/6кВ
Упа №50, РУ-ТПФМ-10
6кВ Упа-2, 150/5, КТ 0,5
1сш яч.11- ф.А № 27037
Тульскиеф.С № 80726
электросети
ПС44 6/0,4кВ,ТПОЛ-10
РУ-6кВ 1сш, 400/5, КТ 0,5
яч. 4- ф.А № 22509
Стальинвест ф.С № 23334
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 1768
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257806
±1,4 ±3,3
±2,1 ±5,4
ПС44 6/0,4кВ,
РУ-6кВ 2сш,
яч.16 -
Стальинвест
EPQS
111.21.18LL
КТ0,2S/0,5
№ 461889
Шлюз Е-422GSM
№141101
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257799
ТПЛМ-10
200/5, КТ 0,5
ф.А №12464
ф.С № 12619
ЕPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257828
EPQS
121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 588243
РСТВ-01-01
А
Р
±1,2
±2,1
Лист № 10
Всего листов 16
45
ТП 6/0,4кВ
"Северная
насосная",
щит 0,4кВ,п.2-
РевякинВ.А.
ТШП-0,66 УЗ
200/5, КТ 0,5
ф.А №0002666
ф.В № 0002669
ф.С № 0002469
Шлюз Е-422GSM
№110843
Шлюз Е-422GSM №110844
Продолжение таблицы 2
1234567 8910
EPQS
-122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588241
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
-EPQS
122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588233
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
-EPQS
122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588234
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
-EPQS
122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588239
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
-EPQS
122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588240
ПС32 6/0,4кВ,
щит 0,4кВ,
46 1сш п.8 –
Гексион-
Щекиноазот
ПС32 6/0,4кВ,
щит 0,4кВ,
472сш п.23 -
Гексион-
Щекиноазот
ПС33 6/0,4кВ,
щит 0,4кВ,
48 1сш п.9 -
Гексион-
Щекиноазот
ПС33 6/0,4кВ,
щит 0,4кВ,
49 2сш п.5 –
Гексион-
Щекиноазот
ПС59а 6/0,4кВ,
щит 0,4кВ,
50
1сш п.2 -
Гексион-
Щекиноазот
Т-0,66 М УЗ
400/5, КТ 0,5S
ф.А №234266
ф.В № 234267
ф.С №356250
Т-0,66 М УЗ
400/5, КТ 0,5S
ф.А № 356260
ф.В №356559
ф.С № 356268
ТШП-0,66 УЗ
1200/5, КТ 0,5
ф.А №9029618
ф.В № 9029619
ф.С №9029617
ТШП-0,66 УЗ
1200/5, КТ 0,5
ф.А № 9036353
ф.В №9036349
ф.С № 9036351
Т-0,66 М УЗ
400/5, КТ 0,5S
ф.А № 356258
ф.В № 356267
ф.С № 356257
-EPQS
122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942519
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
-EPQS
122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588238
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
-EPQS
122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588235
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
ПС59а 6/0,4кВ,
щит 0,4кВ,
51 2сш п.6 –
Гексион-
Щекиноазот
ТП 72 6/0,4кВ,
щит 0,4кВ,
521сш п.2 –
Гексион-
Щекиноазот
ТП 72 6/0,4кВ,
щит 0,4кВ,
53 2сш п.4 -
Гексион-
Щекиноазот
Т-0,66 М УЗ
400/5, КТ 0,5S
ф.А №356249
ф.В № 356248
ф.С № 356272
ТШП-0,66 УЗ
600/5, КТ 0,5
ф.А №9039231
ф.В № 9039229
ф.С № 9039227
ТШП-0,66 УЗ
600/5, КТ 0,5
ф.А №9043810
ф.В № 9043800
ф.С № 9043833
-EPQS
122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942507
РСТВ-01-01
А
Р
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
Лист № 11
Всего листов 16
-
-
-
-
58
59
60
61
62
ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А № 3073537
ф.В № 3073511
ф.С № 3073550
Шлюз Е-422GSM
№150801
А
Р
4
7 8910
корпуса,
РУ-0,4кВ,
1сш яч.13 -
ТШП-0,66 УЗ
56
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№
01138943
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
корпуса,
РУ-0,4кВ,
2сш яч.20 -
ТШП-0,66 УЗ
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138957
Шлюз Е-422GSM №150802
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138953
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
Продолжение таблицы 2
123
54 ТП 6/0,4кВ
Инженерного
400/5,КТ 0,5
ф.А №3073554
ф.В № 3073516
ПродЭКО
ф.С № 3073508
55ТП 6/0,4кВ
Инженерного
400/5, КТ 0,5
ф.А №3073524
ф.В № 3073510
ПродЭКО
ф.С № 3073501
56ТП 48 6/0,4кВ, ТШП-0,66 УЗ
ЩСУ-0,4кВ,400/5, КТ 0,5
1сш – ф.А №3075583
ПродЭКО ф.В № 3074085
ф.С № 3075578
57ТП 48 6/0,4кВ,
ТШП-0,66 УЗ
ЩСУ-0,4к
В
,
400/5, КТ 0,5
2сш –
ф.А №3073555
ПродЭКО
ф.В № 3073504
ф.С № 3073530
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138970
Шлюз Е-422GSM №150803
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
EPQS
122.23.17LL
- КТ 0,5S/1
№ 01138956
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
EPQS
122.21.18LL
- КТ 0,5S/1
№ 588236
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
EPQS
122.23.17LL
- КТ 0,5S/1
№ 01138949
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
ТП 45а
6/0,4кВ,
РУ-0,4кВ, 1сш
яч.1 -
ПродЭКО
ТП 45а
6/0,4кВ,
РУ-0,4кВ, 2сш
яч.6 -
ПродЭКО
ТП 45а
6/0,4кВ,
РУ-0,4кВ, 1сш
яч.2 -
ПродЭКО
ТП 45а 6/0,4кВ,
РУ-0,4кВ, яч.7-
ПродЭКО
ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А №3073502
ф.В № 3073520
ф.С № 3073512
ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А № 3073529
ф.В № 3073543
ф.С № 3073551
ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А №3075520
ф.В № 3075553
ф.С № 3074093
ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А №3074088;
ф.В № 3075590
ф.С № 3074092
EPQS
122.23.17LL
- КТ 0,5S/1
№ 01138946
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
ТП 45а
6/0,4кВ,
ЩСУ-
380/220В,
1сш п.2 -
ПродЭКО
EPQS
122.23.17LL
- КТ 0,5S/1
№ 01138942
РСТВ-01-01
±1,1 ±3,2
±1,8 ±5,3
Лист № 12
Всего листов 16
Примечание к таблице 2
1.А-активная электрическая энергия, Р-реактивная электрическая энергия;
2.В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98
¸
1,02) U
НОМ
, ток (1
¸
1,2) I
НОМ
, cos
j
= 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9
¸
1,1) U
НОМ
, ток (0,02
¸
1,2) I
НОМ
, cos
j
от 0,5 инд до
0,8 емк;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока
и напряжения от минус 40 °С до + 60 °С, для счетчиков EPQS от минус 40 °С до + 60 °С; для
УСПД Шлюз Е-422 GSM от минус 40°С до +60°С; для сервера от +10 °С до + 30 °С.
5.ПогрешностьврабочихусловияхуказанаприI =0,02∙Iном(дляИК
№№44,46,47,50,51), для ИК№1-43,45,48,49,52-62 при I = 0,05∙ Iном для остальных ИК, cos φ =
0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии
от +15°С до +30°С.
6. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока
отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения-ГОСТ 1983-2001,
счетчиков электрической энергии–ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной
электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В виду
отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении
реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных
погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной
(реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального
первичного тока ТТ) приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной
(реактивной) электроэнергии
НомерПредел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении
измеритель- активной (реактивной) электроэнергии ( при значении рабочего тока в
ного канала процентах от номинального первичного тока ТТ), %
2≤ Iраб <55≤ Iраб <2020≤ Iраб <100100≤ Iраб <120
Значение
cos φ
АРАРАР
АР
1-16, 18-35 0,5
38-40, 42, 43 0,8
1
- - ±5,6 ±4,1 ±3,2 ±3,3
- - ±3,3 ±5,4 ±2,1 ±3,8
--±2,2Не норм±1,7Не норм
±2,6±3,2
±1,9±3,5
±1,5 Не норм
17, 41 0,5
0,8
1
36, 37,0,5
45, 48, 49,0,8
52-62
1
0,5
44, 46,
0,8
47, 50, 51
1
- - ±5,5 ±4,1 ±3,0 ±3,3
- - ±2,9 ±5,4 ±1,7 ±3,8
--±1,9Не норм±1,2Не норм
--±5,5 ±4,0±3,0
±3,2
--±3,2±5,3±2,0±3,7
--±2,0Не норм±1,5Не норм
±5,5 ±4,0±3,1 ±3,5±2,3
±3,1
±3,2 ±5,3±2,2 ±3,9±1,7
±3,3
±2,3 Не норм ±1,5Не норм±1,4Не норм
±2,3±3,2
±1,4±3,5
±1,0 Не норм
±2,3±3,1
±1,7±3,3
±1,4 Не норм
±2,3±3,1
±1,7±3,3
±1,4 Не норм
Лист № 13
Всего листов 16
Надежность применяемых в системе компонентов:
-счетчик электрической энергии многофункциональный EPQS– среднее время наработки
на отказ не менее 70 000 часов; среднее время восстановления работоспособности не более
168 часов;
-трансформатор тока (напряжения) - среднее время наработки на отказ не менее
100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;
-устройство Шлюз Е-422 GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов
-среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов;
среднее время восстановления работоспособности не более 24часов.;
-радиосервер точного времени РСТВ-01-01 – среднее время наработки на отказ не менее
50 000часов; среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;
-сервер сбора и базы данных - среднее время наработки на отказ не менее 85 000 часов,
среднее время восстановления работоспособности не более 1часа.
Надежность системных решений:
·
резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью
резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых
источников;
·
резервирование электрического питания УСПД и каналообразующей аппаратуры с
помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х
независимых источников;
·
резервирование электрического питания сервера с помощью 2-х источников
бесперебойного питания включенных по схеме резервирования от 3-х независимых источников.
Регистрация событий:
·
журнал событий счетчика:
-
параметрирования;
-
воздействия внешнего магнитного поля;
-
вскрытие счетчика;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счетчике;
·
журнал событий УСПД:
-
даты начала регистрации измерений;
-
перерывов электропитания;
-
потери и восстановления связи со счётчиками;
-
программных и аппаратных перезапусков;
-
корректировки времени в УСПД и каждом счетчике;
-
изменения ПО и перепараметрирования УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
электросчетчиков;
-
испытательных коробок;
-
УСПД;
-
сервера БД;
·
защита информации на программном уровне:
-
результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на УСПД;
-
установка пароля на сервер.
Лист № 14
Всего листов 16
Глубина хранения информации:
- электросчетчик EPQS - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 100 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
-УСПД Шлюз Е-422GSM – суточные данные об электропотреблении (профиль нагрузки
счетчиков) не менее 45 суток, при отключении питания – не менее 10 лет;
- сервер сбора и базы данных -результаты измерений и информация о состоянии
средств измерений – на весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на ИК и на
комплектующие средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот» приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот»
Наименование компонента системы
Гос.реестр СИ
Количество
(шт.)
ГР №25971-06
2
ГР №25971-06
27
ГР №25971-06
8
ГР №25971-06
10
ГР №25971-06
15
Счетчик электрической энергии многофункциональный EPQS
111.21.18LL, КТ 0,2S/0,5
Счетчик электрической энергии многофункциональные EPQS
121.08.07 LL, КТ 0,5S/1
Счетчик электрической энергии многофункциональные EPQS
122.21.18LL, КТ 0,5S/1
Счетчик электрической энергии многофункциональные EPQS
122.22.17LL , КТ 0,5S/1
Счетчик электрической энергии многофункциональные EPQS
122.23.17LL , КТ 0,5S/1
Трансформатор тока ТФНД-1501, КТ 0,5
Трансформатор тока ТФЗМ-150А, КТ 0,5
Трансформатор тока ТЛШ-10 УЗ, КТ 0,5
Трансформатор тока ТПШЛ-10, КТ 0,5
Трансформатор тока ТШЛ-10, КТ 0,5
Трансформатор тока ТПЛ-10-М, КТ 0,5
Трансформатор тока ТПЛМ-10, КТ 0,5
Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5
Трансформатор тока ТПФМ-10, КТ 0,5
Трансформатор тока Т-0,66 У3; КТ 0,5
Трансформатор тока Т-0,66 М У3; КТ 0,5S
Трансформатор тока ТШП-0,66 У3; КТ 0,5
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У3, КТ 0,5
Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66, КТ 0,5
Устройства Шлюз Е-422 GSM
Радиосервер точного времени РСТВ-01-01
Сервер сбора данных HP ProLiant ML310
Сервер базы данных HP ProLiant ML350 G4
Аппаратно-программный комплекс «Телескоп+»
ГР №05313-76
ГР №05313-76
ГР №06811-78
ГР №01423-60
ГР №3972-03
ГР № 47958-11
ГР № 2363-68
ГР № 1261-02
ГР № 814-53
ГР № 22656-07
ГР № 52667-13
ГР № 44142-10
ГР № 14205-05
ГР № 50058-12
ГР № 2611-70
ГР №46553-11
ГР №40586-09
-
-
ГР №27781-04
18
9
6
16
2
14
4
18
4
4
15
42
6
20
7
15
1
1
1
1
Лист № 15
Всего листов 16
Продолжение таблицы 4
Наименование документации
Методика поверки МП 4222-2015АС001-5040099482-2015
1
Формуляр ФО 4222-2015АС001-5040099482-2015 1
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-2015АС001-5040099482-2015 "Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
ОАО «Щекиноазот». Методика поверки", утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 12 ноября
2015 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со
штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
-трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
-счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS в соответствии с
методикойповеркиРМ1039597-26:2002«Счётчикэлектрическойэнергии
многофункциональный EPQS», утвержденной Государственнойслужбой метрологии
Литовской Республики;
-устройство Шлюз Е-422 GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов в
соответствии с методикой поверки. Методика поверки. «Устройство Шлюз Е-422 GSM для
автоматизации измерений и учета энергоресурсов». АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 году;
-
комплексаппаратно-программныйдляавтоматизацииучетаэлектроэнергии
«ТЕЛЕСКОП+» в соответствии с разделом «Методика поверки» руководства по эксплуатации
АВБЛ.002.003.РЭ, утвержденного ГЦИ СИ ВНИИМС в 2004 году;
-радиосервер точного времени РСТВ-01-01 в соответствии с разделом 5 Руководства по
эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённого ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в
2009 году;
-радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
G1oba1 Positioning System (GРS), ПГ±1 мкс.
-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1º. Пределы допускаемой относительной
погрешности измерения напряжения в диапазоне (15–300) В, ПГ ±0,2 %; в диапазоне
(15-150) мВ, ПГ ±2,0 %. Пределы допускаемой относи-тельной погрешности измерений тока в
диапазоне (0,002-1,5) А, ПГ ± 0,3 %; в диапазоне (0,25-7,5)А, ПГ ±0,3 %. Пределы допускаемой
абсолютной погрешности измерений частоты ПГ ±0,02 Гц;
Сведения о методиках (методах) измерений
Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационно-
измерительной системе коммерческого учёта электрической энергии АО «Щекиноазот»
приведены в документе - «Методика измерений количества электроэнергии с использованием
автоматизированнойинформационно-измерительнойсистемыкоммерческогоучёта
электроэнергииОАО «Щекиноазот»».ЦПА.424340.03-ЩА.МИ.Методикааттестована
ОАО «Фирма «ОРГРЭС» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации
№ 015-01.00032-2015 от 03 сентября 2015г.
Лист № 16
Всего листов 16
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучётаэлектрическойэнергии
ОАО «Щекиноазот»
§
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)
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Центр промышленной автоматизации»
(ЗАО «ЦПА») г. Москва
Юридический адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41
Тел. (499) 286-26-10
ИНН 5040099482
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и
испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, пр.Карла Маркса,134, г.Самара
Тел. (846) 3360827
E-mail:
smrcsm@saminfo.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 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
80715-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ФГУП "РНЦ "Прикладная химия" Общество с ограниченной ответственностью "Энергетическая компания "СТИ" (ООО "ЭК "СТИ"), г. Санкт-Петербург 4 года Перейти
83706-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Акционерное общество Техническая фирма "Ватт" Обозначение отсутствует Общество с ограниченной ответственностью "Интер РЭК" (ООО "Интер РЭК"), г. Москва 4 года Перейти
42643-09 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП "Московский метрополитен" Нет данных ГУП "Московский метрополитен", г.Москва 4 года Перейти
45845-10 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Западно-Сибирской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Кемеровской области Нет данных ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва 4 года Перейти
39457-08 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Когалымские ЭС" 2 очередь ОАО "Тюменьэнерго" Нет данных ОАО "Тюменьэнерго", г.Сургут 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


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