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) АО "Салехардэнерго" Нет данных, ГРСИ 66140-16
Номер госреестра:
66140-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Салехардэнерго"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "РЭС Групп", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 400
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 64625
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Салехардэнерго»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Салехардэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
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 Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в
режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические
средстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристики
измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее -
УССВ) и программное обеспечение (далее - ПО) АльфаЦентр.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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
значенияактивнойиполноймощности,сучетомкоэффициентовтрансформации
измерительных ТТ и ТН, 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 верхний уровень системы, где
осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление
отчетных документов. ИВК АИИС КУЭ в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз
в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в
формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ и всем заинтересованным
субъектам.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного
времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УССВ обеспечивает
автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при
Лист № 2
Всего листов 12
расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой
абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени УССВ не более ±1 с.
Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут,
коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более
чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты,
секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и
корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО АльфаЦентр версии 15.4, в состав которого входят
модули, указанные в таблице 1. ПО АльфаЦентр обеспечивает защиту программного
обеспечения 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 признаки
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
ПО «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll
15.04
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
MD5
Комплексыизмерительно-вычислительныедляучетаэлектрическойэнергии
«АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ
№ 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 12
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Вид
электро-
энергии
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Измерительные компоненты
Номер ИК
Наименование
объекта
ТТТНСчётчикУСПД
ная
Метрологические
характеристики ИК
О
с
нов-
Погреш-
ность в
усло-
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
7
активная
погреш-
рабочих
ность, %
виях, %
8 9
±1,1 ±3,0
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
реактивная
активная
±2,7 ±4,8
±1,1 ±3,0
Турбинная,
КРУН-3 6 кВ, яч.
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
реактивная
активная
±2,7 ±4,8
±1,1 ±3,0
±2,7±4,8
Турбинная,
КРУН-3 6 кВ, яч.
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
±1,1±3,0
±2,7±4,8
Турбинная,
КРУН-4 6 кВ, яч.
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,2S/0,5
±1,1±3,0
±2,7±4,8
Турбинная,
1500/56000/100
СЭТ-4ТМ.03М.01
123456
РП-3, КРУН-6 ТОЛ-10 УХЛ 2.1 ЗНОЛ.06-6-У3
1.15кВ, 1 с. ш. 6 кВ,Кл. т. 0,5SКл. т. 0,5-
яч. 6 1500/5 6000:√3/100:√3
РП-3, КРУН-6ТОЛ-10 УХЛ 2.1ЗНОЛ.06-6-У3
1.16кВ, 2 с. ш. 6 кВ,Кл. т. 0,5SКл. т. 0,5-
яч. 9 1500/5 6000:√3/100:√3
ПС 35/6/6 кВ
ТОЛ-10-I-2 У2ЗНОЛП-6 У2
1.17Кл. т. 0,5SКл. т. 0,5-
2
1500/5 6000:√3/100:√3
ПС 35/6/6 кВ
ТОЛ-10-I-2 У2ЗНОЛП-6 У2
1.18Кл. т. 0,5SКл. т. 0,5-
19
1500/5 6000:√3/100:√3
ПС 35/6/6 кВ
ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2НАЛИ-СЭЩ-6-3
1.20Кл. т. 0,5SКл. т. 0,5-
11
1500/56000/100
ПС 35/6/6 кВ
ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2НАЛИ-СЭЩ-6-3
1.19
КРУН-4 6 кВ, яч.
Кл. т. 0,5SКл. т. 0,5
Кл. т. 0,2S/0,5
-
12
±1,1±3,0
±2,7±4,8
Лист № 4
Всего листов 12
ТОЛ-СЭЩ-35-02
Кл. т. 0,5S
1000/5
НАЛИ-СЭЩ-35
Кл. т. 0,5
35000/100
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
ТОЛ-СЭЩ-35-02
Кл. т. 0,5S
1000/5
НАЛИ-СЭЩ-35
Кл. т. 0,5
35000/100
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
ТОЛ-СЭЩ-35-IV-04
Кл. т. 0,5S
600/5
НАМИ-35 УХЛ
Кл. т. 0,5
35000/100
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
3
4
5
6789
активная±1,1±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
активная±1,1±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
Продолжение таблицы 2
12
ПС 35/6/6 кВ
Дизельная,
КРУН-35 кВ, 2 с.
ш. 35 кВ, ВЛ 35
1.21кВ Северное
Сияние -
Дизельная-1
(Существующая
ВЛ-4)
ПС 35/6/6 кВ
Дизельная,
КРУН-35 кВ, 1 с.
ш. 35 кВ, ВЛ 35
1.22кВ Северное
Сияние -
Дизельная-2
(Существующая
ВЛ-3)
ПС 35/6/6 кВ
Турбинная,
КРУН-35 кВ, 1 с.
ш. 35 кВ, ВЛ-35
1.23кВ Северное
Сияние -
Турбинная-1
(Существующая
ВЛ-1)
активная±1,1±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
Лист № 5
Всего листов 12
ТОЛ-СЭЩ-35-IV-04
Кл. т. 0,5S
600/5
НАМИ-35 УХЛ
Кл. т. 0,5
35000/100
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
ТШЛ-СЭЩ-10-01
Кл. т. 0,5S
2000/5
НАМИ-10
Кл. т. 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,2S/0,5
ТШЛ-СЭЩ-10-01
Кл. т. 0,5S
2000/5
НАМИ-10
Кл. т. 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,2S/0,5
ТШЛ-СЭЩ-10-01
Кл. т. 0,5S
2000/5
НАМИ-10
Кл. т. 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,2S/0,5
ТШЛ-СЭЩ-10-01
Кл. т. 0,5S
2000/5
НАМИ-10
Кл. т. 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,2S/0,5
3
4
5
6789
активная±1,1±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
1.25
активная±1,1±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
1.26
активная±1,1±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
1.27
активная±1,1±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
1.28
Продолжение таблицы 2
12
ПС 35/6/6 кВ
Турбинная,
КРУН-35 кВ, 2 с.
ш. 35 кВ, ВЛ-35
1.24кВ Северное
Сияние -
Турбинная-2
(Существующая
ВЛ-2)
РП 6 кВ
Центральная,
КРУН-1 6 кВ, 1
с. ш. 6 кВ, яч. 40
РП 6 кВ
Центральная,
КРУН-1 6 кВ, 2
с. ш. 6 кВ, яч. 43
РП 6 кВ
Центральная,
КРУН-2 6 кВ, 3
с. ш. 6 кВ, яч. 45
РП 6 кВ
Центральная,
КРУН-2 6 кВ, 4
с. ш. 6 кВ, яч. 47
активная±1,1±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
Лист № 6
Всего листов 12
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
2.2
ГТЭС, КРУН-1 6
кВ, 1 с. ш., яч. 3
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
2.6
ГТЭС, КРУН-2 6
кВ, 4 с. ш., яч. 24
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
2.1г
ГТЭС, КРУ-6 кВ
Г-1, яч. 1
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
-
СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
2.3г
ГТЭС, КРУ-6 кВ
Г-2, яч. 1
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
5
Продолжение таблицы 2
12
ГТЭС, КРУН-1 6
2.1кВ, 1 с. ш., яч.
11, Ввод-1 Т1
ГТЭС, КРУН-1 6
2.3кВ, 2 с. ш., яч.
12, Ввод-1 Т2
ГТЭС, КРУН-2 6
2.4 кВ, 3 с. ш., яч.
31, Ввод-2 Т1
ГТЭС, КРУН-2 6
2.5кВ, 4 с. ш., яч.
32, Ввод-2 Т2
ГТЭС, КРУ-6 кВ
2.7Г-3, яч. 5, Ввод
Т3
4
НАМИТ-10 УХЛ2
Кл. т. 0,5
6000/100
НАМИТ-10 УХЛ2
Кл. т. 0,5
6000/100
НАМИТ-10 УХЛ2
Кл. т. 0,5
6000/100
НАМИТ-10 УХЛ2
Кл. т. 0,5
6000/100
НАМИТ-10 УХЛ2
Кл. т. 0,5
6000/100
НАМИТ-10 УХЛ2
Кл. т. 0,5
6000/100
ЗНОЛ.06-6-У3
Кл. т. 0,5
6000:√3/100:√3
НАМИ-10
Кл. т. 0,5
6000/100
ГТЭС, КРУ-6 кВ
2.2гГ-1, ТСН Г-1,
ввод 0,4 кВ
3
ТЛК-СТ-10
Кл. т. 0,5S
1500/5
ТЛК-СТ-10
Кл. т. 0,5S
1500/5
ТЛК-СТ-10
Кл. т. 0,5S
1500/5
ТЛК-СТ-10
Кл. т. 0,5S
1500/5
ТЛК-СТ-10
Кл. т. 0,5S
1500/5
ТЛК-СТ-10
Кл. т. 0,5S
1500/5
ТЛШ-10-У3
Кл. т. 0,5S
3000/5
ТОЛ-10-I-1 У2
Кл. т. 0,5S
1500/5
ТОП-0,66-1 У2
Кл. т. 0,5S
100/5
ТОЛ-10-I-1 У2
Кл. т. 0,5S
1500/5
НАМИТ-10 УХЛ2
Кл. т. 0,5
6000/100
6789
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±0,8 ±2,9
-
реактивная ±2,2 ±4,7
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
Лист № 7
Всего листов 12
-
СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
2.5г
ГТЭС, КРУ-6 кВ
Г-3, яч. 4
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
3.1
ТЭС-14, РУ-6
кВ, 2 с. ш., яч. 1
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
3.2
ТЭС-14, РУ-6
кВ, 1 с. ш., яч. 16
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
4
5
Продолжение таблицы 2
12
ГТЭС, КРУ-6 кВ
2.4гГ-2, ТСН Г-2,
ввод 0,4 кВ
ТЭС-14, РУ-6
3.1гкВ, 1 с.ш., яч. 10
(Г-1)
ТЭС-14, РУ-6
3.2гкВ, 1 с.ш., яч. 11
(Г-2)
ТЭС-14, РУ-6
3.3гкВ, 1 с.ш., яч. 12
(Г-3)
ТЭС-14, РУ-6
3.4гкВ, 1 с.ш., яч. 13
(Г-4)
ТЭС-14, РУ-6
3.5гкВ, 2 с.ш., яч. 4
(Г-5)
ТЭС-14, РУ-6
3.6гкВ, 2 с.ш., яч. 5
(Г-6)
3
ТОП-0,66-1 У2
Кл. т. 0,5S
100/5
ТЛШ-10-У3
Кл. т. 0,5S
3000/5
ТОЛ-10-I-1 У2
Кл. т. 0,5S
2000/5
ТОЛ-10-I-1 У2
Кл. т. 0,5S
2000/5
ТОЛ-10-I-6
Кл. т. 0,5S
200/5
ТОЛ-10-I-6
Кл. т. 0,5S
200/5
ТОЛ-10-I-6
Кл. т. 0,5S
200/5
ТОЛ-10-I-6
Кл. т. 0,5S
200/5
ТОЛ-10-I-6
Кл. т. 0,5S
200/5
ТОЛ-10-I-6
Кл. т. 0,5S
200/5
НОЛ.08 6-УТ 2
Кл. т. 0,5
6000:√3/100:√3
ЗНОЛ.06-6 У3
Кл. т. 0,5
6300:√3/100:√3
ЗНОЛ.06-6 У3
Кл. т. 0,5
6300:√3/100:√3
ЗНОЛ.06-6 У3
Кл. т. 0,5
6300:√3/100:√3
ЗНОЛ.06-6 У3
Кл. т. 0,5
6300:√3/100:√3
ЗНОЛ.06-6 У3
Кл. т. 0,5
6300:√3/100:√3
ЗНОЛ.06-6 У3
Кл. т. 0,5
6300:√3/100:√3
ЗНОЛ.06-6 У3
Кл. т. 0,5
6300:√3/100:√3
ЗНОЛ.06-6 У3
Кл. т. 0,5
6300:√3/100:√3
6789
активная ±0,8 ±2,9
-
реактивная ±2,2 ±4,7
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
Лист № 8
Всего листов 12
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
5
Продолжение таблицы 2
12
ТЭС-14, РУ-6
3.7гкВ, 2 с.ш., яч. 6
(Г-7)
ТЭС-14, РУ-6
3.8гкВ, 2 с.ш., яч. 7
(Г-8)
3
ТОЛ-10-I-6
Кл. т. 0,5S
200/5
ТОЛ-10-I-6
Кл. т. 0,5S
200/5
4
ЗНОЛ.06-6 У3
Кл. т. 0,5
6300:√3/100:√3
ЗНОЛ.06-6 У3
Кл. т. 0,5
6300:√3/100:√3
6789
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная ±2,7 ±4,8
активная ±1,1 ±3,0
-
реактивная±2,7±4,8
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков
электроэнергии для ИК № 1 - 36 от 0 до 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Лист № 9
Всего листов 12
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +60
165000
2
114
40
Значение
36
98 до 102
100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21до +25
от +10 до +30
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
j
- температура окружающей среды,
℃
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
℃
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
℃
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера БД
℃
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
70000
1
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
-защита от кратковременных сбоев питания сервера 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;
Лист № 10
Всего листов 12
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
на систему
электроэнергии
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
(АИИС КУЭ) АО «Салехардэнерго» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Наименование
Тип
Рег. №
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
2
ТОЛ-10 УХЛ 2.1
ТОЛ-10-I-2У2
ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2
ТОЛ-СЭЩ-35-02
ТОЛ-СЭЩ-35-IV-04
ТШЛ-СЭЩ-10-01
ТЛК-СТ-10
ТЛШ-10-У3
ТОЛ-10-I-1 У2
ТОП-0,66-1 У2
ТОЛ-10-I-6
ЗНОЛ.06-6-У3
3
47959-11
47959-11
51623-12
51623-12
51623-12
51624-12
58720-14
64182-16
47959-11
47959-11
47959-11
3344-08
Количество,
шт.
4
6
4
6
6
6
12
13
6
12
6
24
15
Лист № 11
Всего листов 12
СЭТ-4ТM.03M.01
СЭТ-4ТM.03M
СЭТ-4ТM.03M.08
2
ЗНОЛП-6 У2
НАЛИ-СЭЩ-6-3
НАЛИ-СЭЩ-35
НОЛ.08 6-УТ 2
НАМИ-35 УХЛ
НАМИ-10
НАМИТ-10 УХЛ2
3 4
23544-02 6
51621-12 2
51621-12 2
3345-09 3
19813-05 2
11094-87 5
16687-97 5
36697-126
36697-1228
36697-122
Окончание таблицы 4
1
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
Руководство по эксплуатации
АльфаЦентр
МП 206.1-211-2016
-
-
-1
-1
-1
-1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП206.1-211-2016«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
АО«Салехардэнерго».Измерительные каналы.Методикаповерки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2016 г.
Основные средства 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»;
- 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
trial. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M.08 - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
Лист № 12
Всего листов 12
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10
до 100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и
(или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Салехардэнерго», аттестованной ФГУП «ВНИИМС»,
аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
АО «Салехардэнерго»
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
Телефон: (4922) 423-162, 222-162, 222-163; Факс: (4922) 423-162
E-mail:
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон/факс: (495) 437-55-77/(495)437-56-66
E-mail:
Web-сайт:
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.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 51194-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Омской области (ГТП Восточная, Стрела) | Нет данных | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 77703-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Белорецкий металлургический комбинат" | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 4 года | Перейти | |
| 70973-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" КЭС Восточного РЭС 2 | Нет данных | Филиал ОАО "Сетевая компания" Казанские электрические сети, г.Казань | 4 года | Перейти |
| 61195-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ЛМЭЗ" | Нет данных | ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 34363-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Приволжские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС-2 Зензеватка | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", 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