ГРСИ 64758-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСО КЧХК" (2-я очередь) 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
64759-16

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСО КЧХК" (2-я очередь) Нет данных, ГРСИ 64758-16

Смотреть ГРСИ
64757-16

Номер госреестра:

64758-16

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСО КЧХК" (2-я очередь)

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

АО "РЭС Групп", г.Владимир

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 242

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 № 63162

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСО КЧХК» (2-я очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСО КЧХК» (2-я очередь) (далее - АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,

хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую

автоматизированную 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

(далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по

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

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

вторичныеизмерительныецепиитехническиесредстваприема-передачиданных.

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 RТU-325, RТU-325L (далее - УСПД),

устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ-2) и каналообразующую

аппаратуру.

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

сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ)

энергосбытовой организации ООО «ЭСО КЧХК», программное обеспечение (далее - ПО)

«АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру

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

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 поступает на входы УСПД, где осуществляется

вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,

хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на

верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД

устройствам.

Лист № 2

Всего листов 15

На верхнем - третьемуровне системывыполняетсядальнейшаяобработка

измерительнойинформации,вчастности,формированиеи хранениепоступающей

информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ОАО «АТС», филиал

ОАО «СО ЕЭС» Пермское РДУ и всем заинтересованным субъектам осуществляется от АРМ

энергосбытовой организации ООО «ЭСО КЧХК» по сети Internet с использованием ЭЦП. АРМ

энергосбытовой организации ООО «ЭСО КЧХК» раз в сутки формирует и отправляет с

помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в

формате XML.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2, принимающим сигналы точного

времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов

УССВ-2 не более

1 с. УССВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД.

Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ-2 более

чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД

более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии,

отражается в его журнале событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и

расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент,

непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий УСПД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.01, в состав

которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО

и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты

данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными

средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признакиЗначение

ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО

Библиотека ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО15.07

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

MD5

Комплексыизмерительно-вычислительныедляучетаэлектрическойэнергии

«АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегистрированы в

Государственном реестре средств измерений (Рег. № 44595-10).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР»,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет

1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной

электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов

организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2,

нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 15

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Измерительные компоненты

Метрологические

характеристики ИК

Номер ИК

ТН

Счётчик

Основ-

ная

погреш-

ность,

(±δ), %

ПС 74 6/0,4 кВ

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

200/5

Зав. № 04577;

Зав. № 04556

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 1910

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152674

RTU-325

Зав. №

002308

ТПЛМ-10

Кл. т. 0,5

200/5

Зав. № 46860;

Зав. № 21354

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

Зав. № 1273;

Зав. № 1230;

Зав. № 1281

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152598

RTU-325L

Зав. №

002315

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

Наименование

объекта

ТТ

Вид

электро-

УСПД

энергии

123

Погреш-

ность в

рабочих

усло-

виях,

(±δ), %

ПС 74 6/0,4 кВ,

1ЗРУ-6 кВ,

3 с.ш. 6 кВ, ф. 25

активная1,23,3

реактивная2,85,7

ПС 12 6/0,4 кВ

ПС 12 6/0,4 кВ,

2КРУ-6 кВ,

3 с.ш. 6 кВ, ф. 45

активная1,23,3

реактивная2,85,7

Лист № 4

Всего листов 15

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

200/5

Зав. № 7253;

Зав. № 46814

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

Зав. № 1404;

Зав. № 1403;

Зав. № 1412

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152619

RTU-325L

Зав. №

002315

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

300/5

Зав. № 5284;

Зав. № 24488

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

Зав. № 1441;

Зав. № 1402;

Зав. № 1445

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152594

RTU-325L

Зав. №

002315

ПС 1 6/0,4 кВ

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

200/5

Зав. № 65249;

Зав. № 58636

НОМ-6

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

Зав. № 5846;

Зав. № 1059

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152703

RTU-325L

Зав. №

002315

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

150/5

Зав. № 52475;

Зав. № 52300

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 6274

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152563

RTU-325L

Зав. №

002315

Продолжение таблицы 2

123456789

ПС 12 6/0,4 кВ,

3КРУ-6 кВ,

4 с.ш. 6 кВ, ф. 50

активная1,23,3

реактивная2,85,7

ПС 12 6/0,4 кВ,

4КРУ-6 кВ,

5 с.ш. 6 кВ, ф. 89

активная1,23,3

реактивная2,85,7

ПС 1 6/0,4 кВ,

5РУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, ф. 20

активная1,23,3

реактивная2,85,7

ПС 3 6/0,4 кВ

ПС 3 6/0,4 кВ,

6РУ-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, ф. 7

активная1,23,3

реактивная2,85,7

Лист № 5

Всего листов 15

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 9434

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152653

RTU-325

Зав. №

002308

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 9434

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152702

RTU-325

Зав. №

002308

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 7818;

Зав. № 5970

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 7312

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152731

RTU-325

Зав. №

002308

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 5979;

Зав. № 5975

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 7312

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152724

RTU-325

Зав. №

002308

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 5971;

Зав. № 3219

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 9434

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1111152608

RTU-325

Зав. №

002308

Продолжение таблицы 2

123

456789

ПС 25 6/0,4 кВ

ПС 25 6/0,4 кВ,

7РУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, ф. 10

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 2178;

Зав. № 48492

активная1,23,3

реактивная2,85,7

ПС 25 6/0,4 кВ,

8РУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, ф. 12

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 41357;

Зав. № 41739

активная1,23,3

реактивная2,85,7

ПС 25 6/0,4 кВ,

9РУ-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, ф. 13

активная1,23,3

реактивная2,85,7

ПС 25 6/0,4 кВ,

10РУ-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, ф. 9

активная1,23,3

реактивная2,85,7

ПС 25 6/0,4 кВ,

11РУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, ф. 2

активная1,23,3

реактивная2,85,7

Лист № 6

Всего листов 15

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

3000/100

Зав. № 361262

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 11041239

RTU-325L

Зав. №

008299

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

200/5

Зав. № 543;

Зав. № 562

НТМИ-3

Кл. т. 0,5

3000/100

Зав. № 650

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 11040116

RTU-325L

Зав. №

008299

ТОГФ-110 III УХЛ1

Кл. т. 0,2

1000/5

Зав. № 312;

Зав. № 306;

Зав. № 304

НКФА-110 II УХЛ1

Кл. т. 0,5

110000:√3/100:√3

Зав. № 8273;

Зав. № 8274;

Зав. № 8275

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0808151821

RTU-325L

Зав. №

008299

ТОГФ-110 III УХЛ1

Кл. т. 0,2

1000/5

Зав. № 309;

Зав. № 308;

Зав. № 305

НКФА-110 II УХЛ1

Кл. т. 0,5

110000:√3/100:√3

Зав. № 8270;

Зав. № 8271;

Зав. № 8272

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0808151620

RTU-325L

Зав. №

008299

Продолжение таблицы 2

123

456789

Кировская ТЭЦ-3

Кировская

ТЭЦ-3,

12РУ-3 кВ,

3 секция 3 кВ,

яч. 21

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

300/5

Зав. № 532;

Зав. № 534

активная1,23,3

реактивная2,85,3

Кировская

ТЭЦ-3,

13РУ-3 кВ,

4 секция 3 кВ,

яч. 32

активная1,23,3

реактивная2,85,3

Кировская

ТЭЦ-3,

14ОРУ-110 кВ,

ШР 4 СШ 110 кВ,

СВ24

активная0,81,6

реактивная1,82,7

Кировская

ТЭЦ-3,

15ОРУ-110 кВ,

ШР 3 СШ 110 кВ,

СВ13

активная0,81,6

реактивная1,82,7

Лист № 7

Всего листов 15

Кировская

ТЭЦ-3,

ОРУ-110 кВ,

СР ОСШ 110 кВ

ТОГФ(П)-110 III

УХЛ1

Кл. т. 0,2

1000/5

Зав. № 1297;

Зав. № 1299;

Зав. № 1298

НКФА-123 II УХЛ1

Кл. т. 0,2

110000:√3/100:√3

Зав. № 9028;

Зав. № 9029;

Зав. № 9027

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0808151536

RTU-325L

Зав. №

008299

Кировская

ТЭЦ-3,

ОРУ-110 кВ,

1,2 СШ 110 кВ,

ВЛ 110 кВ

ТЭЦ-3 -

Слободская I цепь

с отпайками

ТОГФ-110 III УХЛ1

Кл. т. 0,2S

600/5

Зав. № 361;

Зав. № 371;

Зав. № 372

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2

110000:√3/100:√3

Зав. № 8090;

Зав. № 8180;

Зав. № 8163;

Зав. № 8179;

Зав. № 8095;

Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 12040062

RTU-325L

Зав. №

008299

Кировская

ТЭЦ-3,

ОРУ-110 кВ,

1,2 СШ 110 кВ,

ВЛ 110 кВ

ТЭЦ-3 -

Слободская II

цепь с отпайками

ТОГФ-110 III УХЛ1

Кл. т. 0,2S

600/5

Зав. № 367;

Зав. № 368;

Зав. № 369

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2

110000:√3/100:√3

Зав. № 8090;

Зав. № 8180;

Зав. № 8163;

Зав. № 8179;

Зав. № 8095;

Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 01056422

RTU-325L

Зав. №

008299

Продолжение таблицы 2

123456789

активная0,61,4

реактивная1,32,6

активная0,61,5

реактивная1,22,9

активная0,61,5

реактивная1,22,9

Лист № 8

Всего листов 15

Кировская

ТЭЦ-3,

ОРУ-110 кВ,

1,2 СШ 110 кВ,

ВЛ 110 кВ

ТЭЦ-3 - Азот-1

ТОГФ-110 III УХЛ1

Кл. т. 0,2S

600/5

Зав. № 364;

Зав. № 365;

Зав. № 366

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2

110000:√3/100:√3

Зав. № 8090;

Зав. № 8180;

Зав. № 8163;

Зав. № 8179;

Зав. № 8095;

Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 12045209

RTU-325L

Зав. №

008299

Кировская

ТЭЦ-3,

ОРУ-110 кВ,

1,2 СШ 110 кВ,

ВЛ 110 кВ

ТЭЦ-3 - ГПП № 1

ТОГФ-110 III УХЛ1

Кл. т. 0,2S

600/5

Зав. № 370;

Зав. № 362;

Зав. № 363

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2

110000:√3/100:√3

Зав. № 8090;

Зав. № 8180;

Зав. № 8163;

Зав. № 8179;

Зав. № 8095;

Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 12042204

RTU-325L

Зав. №

008299

Кировская

ТЭЦ-3,

ОРУ-110 кВ,

1,2 СШ 110 кВ,

ВЛ 110 кВ

ТЭЦ-3 - ГПП № 2

ТОГФ-110 III УХЛ1

Кл. т. 0,2S

600/5

Зав. № 358;

Зав. № 359;

Зав. № 360

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2

110000:√3/100:√3

Зав. № 8090;

Зав. № 8180;

Зав. № 8163;

Зав. № 8179;

Зав. № 8095;

Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 12045051

RTU-325L

Зав. №

008299

Продолжение таблицы 2

123456789

активная0,61,5

реактивная1,22,9

активная0,61,5

реактивная1,22,9

активная0,61,5

реактивная1,22,9

Лист № 9

Всего листов 15

ТОГФ-110 III УХЛ1

Кл. т. 0,2S

600/5

Зав. № 373;

Зав. № 374;

Зав. № 375

НАМИ-110 УХЛ1

Кл. т. 0,2

110000:√3/100:√3

Зав. № 8090;

Зав. № 8180;

Зав. № 8163;

Зав. № 8179;

Зав. № 8095;

Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 12045151

RTU-325L

Зав. №

008299

ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1

Кл. т. 0,5S

600/5

Зав. № 783;

Зав. № 838;

Зав. № 839

GEF40.5

Кл. т. 0,5

35000:√3/100:√3

Зав. № 30756937;

Зав. № 30756938;

Зав. № 30756939;

Зав. № 30756940;

Зав. № 30756941;

Зав. № 30756942

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 01056424

RTU-325L

Зав. №

008299

ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1

Кл. т. 0,5S

600/5

Зав. № 786;

Зав. № 787;

Зав. № 990

GEF40.5

Кл. т. 0,5

35000:√3/100:√3

Зав. № 30756937;

Зав. № 30756938;

Зав. № 30756939;

Зав. № 30756940;

Зав. № 30756941;

Зав. № 30756942

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 12045054

RTU-325L

Зав. №

008299

Продолжение таблицы 2

123456789

Кировская

ТЭЦ-3,

22 ОРУ-110 кВ,

1,2 СШ 110 кВ,

ОМВ-110 кВ

активная0,61,5

реактивная1,22,9

Кировская

ТЭЦ-3,

23 ОРУ-35 кВ,

1,2 СШ 35 кВ,

ВЛ 35 кВ № 9

активная1,13,0

реактивная2,64,9

Кировская

ТЭЦ-3,

ОРУ-35 кВ,

241,2 СШ 35 кВ,

ВЛ 35 кВ

ТЭЦ-3 -

К.Чепецк (№ 25)

активная1,13,0

реактивная2,64,9

Лист № 10

Всего листов 15

ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1

Кл. т. 0,5S

600/5

Зав. № 784;

Зав. № 844;

Зав. № 845

GEF40.5

Кл. т. 0,5

35000:√3/100:√3

Зав. № 30756937;

Зав. № 30756938;

Зав. № 30756939;

Зав. № 30756940;

Зав. № 30756941;

Зав. № 30756942

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 01056450

RTU-325L

Зав. №

008299

ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1

Кл. т. 0,5S

600/5

Зав. № 785;

Зав. № 843;

Зав. № 846

GEF40.5

Кл. т. 0,5

35000:√3/100:√3

Зав. № 30756937;

Зав. № 30756938;

Зав. № 30756939;

Зав. № 30756940;

Зав. № 30756941;

Зав. № 30756942

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 01058527

RTU-325L

Зав. №

008299

Продолжение таблицы 2

123456789

Кировская

ТЭЦ-3,

ОРУ-35 кВ,

251,2 СШ 35 кВ,

ВЛ 35 кВ

ТЭЦ-3 -

Каринторф (№ 15)

активная1,13,0

реактивная2,64,9

Кировская

ТЭЦ-3,

ОРУ-35 кВ,

261,2 СШ 35 кВ,

ВЛ 35 кВ

ТЭЦ-3 -

Поселковая

активная1,13,0

реактивная2,64,9

Лист № 11

Всего листов 15

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 до плюс 35 °С; счетчиков -

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

а) 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 до плюс 70 °C.

б) 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 ПСЧ-4ТM.05MК.12 от минус 40 до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТM.03.01 от минус 40 до плюс 60 °C;

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

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

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

в) для аппаратуры передачи и обработки данных:

− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

− температура окружающего воздуха от плюс 10 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

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 26 от 0

до плюс 40 °C.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в

Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-электросчётчик ПСЧ-4ТM.05MК.12 - среднее время наработки на отказ не менее

Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-электросчётчик СЭТ-4ТM.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее

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

Лист № 12

Всего листов 15

-электросчётчик СЭТ-4ТM.03M - среднее время наработки на отказ не менее

Т=165000 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;

-УСПД RТU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-УСПД RТU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=1 ч.

Надежность системных решений:

-защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью

источника бесперебойного питания;

-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться 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;

-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Лист № 13

Всего листов 15

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии

по каждому 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 менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ

и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

ПСЧ-4ТM.05MК.12

46634-11

СЭТ-4ТM.03.01

27524-04

СЭТ-4ТM.03M

36697-12

СЭТ-4ТM.03

27524-04

RТU-325

37288-08

RТU-325L

37288-08

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

ТВЛМ-10

ТПЛМ-10

ТПЛ-10

ТПОЛ-10

ТОГФ-110 III УХЛ1

ТОГФ(П)-110 III УХЛ1

ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1

НТМИ-6

ЗНОЛ.06-6

НОМ-6

НТМИ-6-66

НТМИ-6

НТМИ-3

НКФА-110 II УХЛ1

НКФА-123 II УХЛ1

НАМИ-110 УХЛ1

GEF40.5

1856-63

2363-68

1276-59

1261-02

44640-10

61432-15

34016-07

831-53

3344-04

159-49

2611-70

380-49

39263-11

49583-12

24218-08

30373-10

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Устройство сбора и передачи

данных

Устройство сбора и передачи

данных

Лист № 14

Всего листов 15

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

УССВ-2

54074-13

Устройство синхронизации

системного времени

Программное обеспечение

Методика поверки

Паспорт-Формуляр

АльфаЦЕНТР

Поверка

осуществляется по документу МП 64758-16 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСО КЧХК»

(2-я очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»

в июне 2016 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.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные

трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с

помощью эталонного делителя»;

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

отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

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

цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.12 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик

электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика

поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТM.03.01 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1 «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации.

Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября

2004 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по

эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский

ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТM.03 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1 «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации.

Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября

2004 г.;

- УСПД RТU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005 МП «Устройства сбора и

передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ

ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

- УСПД RТU-325L - по документу ДЯИМ.466.453.005 МП «Устройства сбора и

передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ

ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

- УССВ-2-подокументу МП-РТ-1906(ДЯИМ.468213.001МП)«Устройства

синхронизациисистемного времениУССВ-2. Методикаповерки»,утверждённому

руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.

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

Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений

№ 27008-04;

Лист № 15

Всего листов 15

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

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 %;

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной

индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и

(или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и

мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ ООО) «ЭСО КЧХК» (2-я очередь),

аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.0 0225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «ЭСО КЧХК» (2-я очередь)

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

технические условия.

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Основные положения.

Изготовитель

Акционерное Общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9

Тел./факс: (4922) 44-87-06 / 33-44-86

E-mail:

post@orem.su;

http://orem.su/

научно-

средств

Испытательный центр

Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский

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

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.« ___ » _______________ 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
63174-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Северное волокно" к шинам 0,4 кВ ПС 220 кВ Снежная	Нет данных	ООО "ЕРСМ Сибири", г.Красноярск	4 года	Перейти
71020-18	Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПС "Сосновский" ЦПНГ-2	Нет данных	АО "Самаранефтегаз", г.Самара	3 года	Перейти
59436-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НУЭСК"	Нет данных	ООО "Новоуральская энергосбытовая компания", г.Новоуральск	4 года	Перейти
53814-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Кудьма"	Нет данных	ООО "Прогресс Энерго", г.Москва	4 года	Перейти
48196-11	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) МУП "Ивантеевские Электросети"	Нет данных	ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир	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