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) ООО "РКС-энерго" по объектам Всеволожские горэлектросети, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 "Мега-Парнас" 110/10 кВ Нет данных, ГРСИ 65710-16
Номер госреестра:
65710-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам Всеволожские горэлектросети, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 "Мега-Парнас" 110/10 кВ
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 326
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 64175
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Всеволожские
горэлектросети, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Всеволожские горэлектросети,
ПС-514 110/10 кВ, ПС-98 «Мега-Парнас» 110/10 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных
документов и передачи информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным
организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную
систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первыйуровень - измерительно-информационныекомплексыточекизмерений
(ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и
реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ)
включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр
№ 28822-05), СИКОН С50 (Госреестр № 28523-05), устройства синхронизации времени (УСВ)
УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), технические средства приема-
передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между
уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя
серверы ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго», УСВ УСВ-1, автоматизированные рабочие
места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств,
выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений 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 результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и
состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
- обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,
паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
Лист № 2
Всего листов 9
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами
в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают
на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие
мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов
трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется
для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений
электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых числах.
УСПД
,
установленные на ПС №
525
110/10
кВ
,
ПС
-514
110/10
кВ
,
ПС
-98
«
Мега
-
Парнас
»
110/10
кВ один раз в
30
минут по проводным линиям связи опрашивают
счетчики
, считывают параметры электросети и 30-минутный профиль мощности.
Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и
мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения
возможности быстрой замены, коэффициенты трансформации установлены равными единице.
УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации,
журналов событий.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу
опрашивает УСПД и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала
учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
Данные измерений, а также данные о состоянии технических и программных средств
ИИК ТИ, ИВКЭ (журналы событий, статусы работоспособности ИИК ТИ) в автоматическом
режиме один раз в сутки передаются на сервер ООО «РКС-энерго» по межмашинному обмену с
использованием средств репликации БД ИИС «Пирамида».
Сервер ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от
сервера ПАО «Ленэнерго» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу
данных (БД).
Сервер ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет
хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу
информации в АО «АТС» с электронной подписью субъекта ОРЭ, АО «СО ЕЭС» и прочим
заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ
операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения
единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ,
счетчиков, УСПД, серверов ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго». В качестве УСВ
используются УСВ-1 и УСВ-2, к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1 и УСВ-2
осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемников непрерывно.
Сравнение показаний часов серверов ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1
происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час. Синхронизация часов
серверов ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от
показаний часов серверов ПАО «Ленэнерго», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1.
Лист № 3
Всего листов 9
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1, 2 и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд.
Синхронизация осуществляется независимо от величины расхождения показаний часов УСПД
ИИК 1, 2 и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и сервера ПАО «Ленэнерго» происходит
один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД
ИИК 3, 4 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-2 происходит один раз в 60 секунд.
Синхронизация осуществляется независимо от величины расхождения показаний часов УСПД
ИИК 5, 6 и УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к
счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при
расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
Идентификационные данные (признаки)Метрологически значимая часть ПО
12
Наименование ПО «Пирамида 2000»
Идентификационное наименование ПОCalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Идентификационное наименование ПО CalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
Идентификационное наименование ПО CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Идентификационное наименование ПО Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Идентификационное наименование ПО ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)56f557f885b
737261328
cd77805bd1ba7
Идентификационное наименование ПО ParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)48e73a9283d1e
66494521
f63d00b0d9f
Идентификационное наименование ПО ParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Идентификационное наименование ПО ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)ecf532935ca1a3fd
3215049
af1fd979f
Идентификационное наименование ПО SynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Идентификационное наименование ПО VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Лист № 4
Всего листов 9
-
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Другие идентификационные данные
(если имеются)
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и
преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Вид
электро
энергии
№ ИИК
Трансформа-
тор тока
8
ПС №525
яч. 315,
Ктт = 300/5
13243;
13247
10000:√3/
Зав. №
18983
Зав. №
Госреестр
активная
реактивная
ПС №525
яч. 411,
ТЛО-10
кл. т. 0,5S
Ктт = 300/5
13264;
кл. т. 0,5
Ктн =
10000:√3/
18980;
Зав. №
№ 20175-01
Сикон С70
Зав.№
02170
активная
реактивная
3
ТЛО-10
Ктт = 200/5
Зав. №
2026;
2986;
2022
Госреестр
Ктн =
10000:√3/
/100:√3
Зав. №
5033;
5054;
9951
еркурий
2
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
Состав ИИК
Наименование
Трансформа- Счётчик элек-
объекта
тор напряже-трическойИВКЭИВК
ния энергии
1234567
ЗНОЛ.06
ТЛО-10кл. т. 0,5
кл. т. 0,5SКтн =
СЭТ-4ТМ.02.2
110/10 кВ,Зав. № /100:√3
кл. т. 0,5S/1,0
1КРУН-10 кВ,
13242;18445;
10061994
ф. 525-315
Госреестр
17018;
№ 20175-01
№ 25433-03 Госреестр
№ 3344-04
ЗНОЛ.06
Госреестр
№ 28822-05
СЭТ-4ТМ.02.2
110/10 кВ,Зав. №/100:√3
кл. т. 0,5S/1,0
2КРУН-10 кВ,13260;Зав. №
10061881
ф. 525-411 1325418687;
Госреестр
Госреестр18364
№ 25433-03 Госреестр
№ 3344-04
ЗНОЛ.06
ПС-514
кл.
т
. 0,5S
кл. т. 0,5
М
ART2-00
30
110/10/6 кВ,PQRSIDNСикон С50
РУ-10 кВ, 3 с. кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 641
10 кВ,Зав. №Госреестр
яч.514-311, 15604831 № 28523-05
ф.514-305Госреестр
№ 25433-08 Госреестр
№ 23345-07
№ 3344-08
Сервер ПАО «Ленэнерго»,
Сервер ООО «РКС-энерго»
активная
реактивная
Лист № 5
Всего листов 9
4
Сервер ПАО «Ленэнерго»,
Сервер ООО «РКС-энерго»
Продолжение таблицы 2
123
78
ПС-514
Зав. №
2002;
2021;
2015
ТЛО-10
кл. т. 0,5S
110/10/6 кВ,
К
т
т = 200/5
РУ-10 кВ,
4 с. 10 кВ,
яч.514-405,
ф.514-402
Г
осреестр
№ 25433-08
Ктн =
/100:√3
Зав. №
9954;
9948;
10616
456
ЗНОЛ.06
кл. т. 0,5
Меркурий
230
ART2-00
активная
реактивная
ТЛО-10
ПС-98кл. т. 0,5S
«Мега-Парнас» Ктт = 300/5
110/10 кВ, Зав. №
5 РУ-10 кВ, 19107;
1 с. 10 кВ, 19112;
яч. 109,19102
ф. 98-109 Госреестр
№ 25433-08
10000:√3/
PQRSIDNСикон С50
кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 641
Зав. № Госреестр
15604816 № 28523-05
Госреестр
Госреестр
№ 23345-07
№ 3344-08
ЗНОЛП-ЭК-10
кл. т. 0,5
Ктн =
2217;
СЭТ-
Госреестр
С70
Зав.№
05642
активная
реактивная
ТЛО-10
ПС-98кл. т. 0,5S
«Мега-Парнас» Ктт = 1000/5
110/10 кВ, Зав. №
6 РУ-10 кВ, 18984;
2 с. 10 кВ, 18981;
яч. 206,18982
ф. 98-206 Госреестр
№ 25433-08
10000:√3/4ТМ.03М.05
СИ
К
ОН
/100:√3 кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №Зав. №
2219;0809100610
Госреестр
2241№ 36697-08
№ 28822-05
Госреестр
№ 40014-08
ЗНОЛП-ЭК-10
кл. т. 0,5
Ктн =
19598;
СЭТ-
Госреестр
С70
Зав.№
05643
10000:√3/4ТМ.03М.05
СИ
К
ОН
/100:√3 кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №Зав. №
19602;0812091362
Госреестр
19599№ 36697-08
№ 28822-05
Госреестр
№ 40014-08
активная
реактивная
Лист № 6
Всего листов 9
3 - 6
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
1, 2
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
плуатации
d
, %
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при изме-
Номер ИИКcosφ
рении активной электрической энергии в рабочих условиях экс-
плуатации
d
, %
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
1,0±2,4±1,6±1,5±1,5
1 - 60,9±2,8±1,8±1,6±1,6
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;0,8±3,2±2,1±1,8±1,8
Счетчик
0,5S)
0,7 ±3,8 ±2,4 ±2,0 ±2,0
0,5 ±5,6 ±3,3 ±2,6 ±2,6
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при изме-
Номер ИИКsinφ
рении реактивной электрической энергии в рабочих условиях экс-
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
0,44±6,6±4,9±4,1±4,1
0,6 ±5,1 ±4,1 ±3,6 ±3,6
0,71 ±4,4 ±3,8 ±3,4 ±3,4
0,87 ±3,9 ±3,5 ±3,1 ±3,1
0,44 ±12,3 ±4,9 ±3,6 ±3,2
0,6 ±10,3 ±3,8 ±2,7 ±2,6
0,71 ±9,5 ±3,4 ±2,4 ±2,4
0,87 ±8,8 ±3,0 ±2,2 ±2,2
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а погрешность
измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин).
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой
относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
− напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
−сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
− температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25
°
С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
− напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном;
− сила тока от 0,01 Iном до 1,2 Iном;
температура окружающей среды:
− для счетчиков электроэнергии от плюс 5
°
С до плюс 35
°
С;
− для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
− для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001,
счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии ИИК № 1 - 2 по
ГОСТ 30206-96, ИИК № 3 - 6 по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной
электроэнергии ИИК № 1 - 2 по ГОСТ 26035-83,ИИК № 2 - 6 по ГОСТ Р 52425-2005.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные(см.п.6Примечания)утвержденныхтиповсметрологическими
характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена
Лист № 7
Всего листов 9
компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
− счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
− счетчики СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
− счетчики Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
− УСПД СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
− УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
− УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
− для счетчика Тв ≤ 2 часа;
− для УСПД Тв ≤ 2 часа;
− для сервера Тв ≤ 1 час;
− для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
− для модема Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
− клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства
для пломбирования;
− панелиподключениякэлектрическиминтерфейсамсчетчиковзащищены
механическими пломбами;
− наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;
− организациядоступакинформацииИВКпосредствомпаролейобеспечивает
идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
− защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
− фактов параметрирования счетчика;
− фактов пропадания напряжения;
− фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
− счетчиках (функция автоматизирована);
− УСПД (функция автоматизирована);
− сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
− счетчики Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -
не менее 85 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
− счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль
нагрузки в двух направлениях - не менее 113 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; при отключении питания - не менее 5 лет;
− ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений -
не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Лист № 8
Всего листов 9
Комплектность средства измерений
2
4
Примечание
Кол.
18
12
6
2
УСПД
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
Трансформатор токаТЛО-10
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06
Трансформатор напряжения ЗНОЛП-ЭК-10
СЭТ-4ТМ.02.2
Счетчики электрической энергииМеркурий 230 ART2-00
многофункциональные PQRSIDN
СЭТ-4ТМ.03М.05
СИКОН С70
СИКОН С50
2
3
1
зав. №
931, 1332, 1311
зав. № 14652
Устройство синхронизацииУСВ-1
времени
УСВ-2
Сервер ООО «РКС-энерго» Intel Xeon
Сервер ПАО «Ленэнерго»HP ProLiant ML370G5
Методика поверкиРТ-МП-3588-500-2016
Паспорт-формуляр ЭССО.411711.АИИС. 326.ПФ
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3588-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «РКС-энерго» по объектам Всеволожские горэлектросети, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98
«Мега-Парнас» 110/10 кВ. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва»
в октябре 2016 года.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
-
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1,
утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.87РЭ1, согласован-
ной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
-
счетчиков Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1
согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
-
УСПД СИКОН С50 - по методике поверки по методике ВЛСТ 198.00.000 И1,
утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2004 г.
-
УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1,
утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена
деления 1°С.
Лист № 9
Всего листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
Методики измерений приведены в документах:
-
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использова-
нием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту Всеволожские горэлектросети.
Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0022/2016-01.00324-2011
от 22.06.2016 г.;
-
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использова-
нием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС-514 110/10 кВ. Свидетельство
об аттестации методики (методов) измерений № 0023/2016-01.00324-2011 от 23.06.2016 г.;
-
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использова-
нием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета
-
электроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«РКС-энерго»пообъектуПС-98
«Мега-Парнас» 110/10 кВ. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений
№ 0024/2016-01.00324-2011 от 24.06.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РКС-энерго» по объектам Всеволожские горэлектросети, ПС-514 110/10 кВ, ПС-98
«Мега-Парнас» 110/10 кВ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
Изготовитель
ООО «ЭнергоСнабСтройСервис»
ИНН 7706292301
Адрес (юридический): 121500, г. Москва, Дорога МКАД 60 км, д.4А, офис 204
Адрес (почтовый): 600021, г. Владимир, ул. Пушкарская, д.46, 4-й этаж
Телефон: (4922) 47-09-36; Факс: (4922) 47-09-37
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д.31
Тел.: +7(495)544-00-00, +7(499)129-19-11; Факс: +7(499)124-99-96
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 13630-99 | Системы учета и контроля резервуарных запасов | 876Entis Pro/880CIU Plus/880CIU Prime | Фирма "Enraf B.V.", Нидерланды | 4 года | Перейти |
| 37649-08 | Системы сбора и передачи данных с приборов коммерческого учета | Телемер | ЗАО "Видеофон МВ", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 56198-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока ПС 220 кВ "Зеленый угол" | Нет данных | ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 37397-08 | Система телемеханики и связи ОАО "ОГК-5" филиала "Рефтинская ГРЭС" | Нет данных | ЗАО "КРОК Инкорпорейтед", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 82316-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 220 кВ "Цементная" | - | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва | 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