ГРСИ 66910-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная) 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
66911-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная) Нет данных, ГРСИ 66910-17

Смотреть ГРСИ
66909-17

Номер госреестра:

66910-17

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная)

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Интер РЭК", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 002

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 № 65429

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная) (далее - АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,

автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и

передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного

регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительныетрансформаторытока(ТТ)поГОСТ7746-2001,измерительные

трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной

электрической энергии (счётчики) в режиме измерений активной электрической энергии по

ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р

52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ

приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллеров сетевых

индустриальныхСИКОН С70(регистрационный№28822-05)иканалообразующую

аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в

себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации

времени

УСВ-2(регистрационный№41681-10),автоматизированныерабочиеместа(АРМ),

каналообразующуюаппаратуру, техническиесредствадляорганизациилокальной

вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Лист № 2

Всего листов 11

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи поступает на входы

соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление,

хранение и передача полученных данных на сервер, а также отображение информации

по подключенным к УСПД устройствам.

Измерительная информация из УСПД по основному каналу связи с помощью

SHDSL-модемов поступает на сервер. При отказе основного канала связи измерительная

информация из УСПД поступает на контроллер СИКОН ТС65, и далее резервному каналу

связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM, на сервер. На сервере

осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, в частности вычисление

электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,

формированиеихранениеполученныхданных,оформлениеотчётныхдокументов,

отображение информации на АРМ.

Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной

цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) в филиал АО «СО ЕЭС»

Приморское РДУ и ОДУ Востока, а также в другие смежные субъекты ОРЭ, осуществляется

по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020

в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов

измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным

субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения

реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

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

уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2,

синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени,

получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, корректировка

часов сервера производится независимо от наличия расхождения. Сравнение показаний часов

УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД

производится независимо от наличия расхождения.

Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса

связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов

счётчика и часов УСПД на величину более ±3 с. Передача информации от счётчика

до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых

составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов

счётчика, УСПД и сервера отражаются в соответствующих журналах событий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень

защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение

журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и

входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, а также с

помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в

соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы

младшего разряда.

Лист № 3

Всего листов 11

Значение

ParsePi-

ramida.dll

Synchro

NSI.dll

VerifyTi

me.dll

не ниже 3.0

MD5

cLosses.d

Parse-Par-

Bin.dll seIEC.dll

ParseMod

bus.dll

6f557f885 48e73a92

b7372613 83d1e664

28cd7780 94521f63

5bd1ba7 d00b0d9f

c391d642

71acf405

5bb2a4d3

fe1f8f48

ecf532935

ca1a3fd32

15049af1f

d979f

530d9b01

26f7cdc2

3ecd814c

4eb7ca09

1ea5429b

261fb0e2

884f5b35

6a1d1e75

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные

данные (признаки)

Идентификационное CalcCli- Cal-

Cal-

Metrol-

наименование ПО ents.dll cLeakage. ogy.dll

Номер версии (иден-

dll

тификационный но-

мер) ПО

e55712d0 b1959ff70 d79874d152e28d7b6

Цифровойb1b21906be1eb17c0fc2b15608799bb3c

идентификатор ПО5d63da94 83f7b0f6da0fdc27ecea41b548

9114dae44a132f1ca480ac d2c83

Алгоритм вычисле-

ния цифрового иден-

тификатора ПО

Лист № 4

Всего листов 11

Метрологические и технические характеристики

Измерительные компоненты

Вид

электро-

энергии

активная

реактивная

активная

реактивная

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

НомерНаименование

ИКточки измерений

ТТТНСчётчикУСПД

Метрологические характери-

стики ИК*

ПределыПределы

допускаемой допускаемой

основной от- относительной

носительной погрешности в

погрешности, рабочих усло-

(±δ) %виях, (±δ) %

1,13,4

2,25,7

123456

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=600/5СЭТ-4ТМ.03М.01

мини-ТЭЦКл.т. 0,5S Кл.т. 0,5S/1,0

Центральная,Зав. № 20011-10Зав. №

ГРУ-10 кВ,Зав. № 20070-10 0805101272

1с - 10 кВ, яч. 105Зав. № 19935-10НАЛИ-СЭЩ-10

Ктн=10000/100Рег. № 36697-08

Рег. № 32139-06Кл.т. 0,2

ТОЛ-СЭЩ-10Зав. № 00841-12

Ктт=400/5СЭТ-4ТМ.03М.01

мини-ТЭЦКл.т. 0,5S Рег. № 38394-08 Кл.т. 0,5S/1,0

Центральная,Зав. № 19689-10Зав. №

ГРУ-10 кВ,Зав. № 19661-10 0805100090

1с - 10 кВ, яч. 104Зав. № 19662-10

Рег. № 36697-08

Рег. № 32139-06

СИКОН

С70

Зав. №

06511

Рег. №

28822-05

1,13,4

2,25,7

Лист № 5

Всего листов 11

мини-ТЭЦ

Центральная,

ГРУ-10 кВ,

2с - 10 кВ, яч. 204

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0803102688

Рег. № 36697-08

мини-ТЭЦ

Центральная,

ГРУ-10 кВ,

2с - 10 кВ, яч. 208

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0805100008

Рег. № 36697-08

мини-ТЭЦ

Центральная,

ГРУ-10 кВ,

2с - 10 кВ, яч. 209

НАЛИ-СЭЩ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,2

Зав. № 00839-12

Рег. № 38394-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0803103556

Рег. № 36697-08

СИКОН

С70

Зав. №

06511

Рег. №

28822-05

мини-ТЭЦ

Центральная,

ГРУ-10 кВ,

3с - 10 кВ, яч. 310

НАЛИ-СЭЩ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,2

Зав. № 00850-12

Рег. № 38394-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0803103500

Рег. № 36697-08

СИКОН

С70

Зав. №

06512

Рег. №

28822-05

Продолжение таблицы 2

789

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 20936-10

Зав. № 20926-10

Зав. № 20935-10

активная1,13,4

реактивная2,25,7

Рег. № 32139-06

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=600/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 19925-10

Зав. № 19798-10

Зав. № 19947-10

активная1,13,4

реактивная2,25,7

Рег. № 32139-06

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 19587-10

Зав. № 19711-10

Зав. № 19976-10

активная1,13,4

реактивная2,25,7

Рег. № 32139-06

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=600/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 20117-10

Зав. № 20284-10

Зав. № 20074-10

Рег. № 32139-06

активная1,13,4

реактивная2,25,7

Лист № 6

Всего листов 11

мини-ТЭЦ

Центральная,

ГРУ-10 кВ,

3с - 10 кВ, яч. 309

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0803103480

Рег. № 36697-08

мини-ТЭЦ

Центральная,

ГРУ-10 кВ,

3с - 10 кВ, яч. 307

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0803103546

Рег. № 36697-08

мини-ТЭЦ

Центральная,

ГРУ-10 кВ,

4с - 10 кВ, яч. 409

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0804102419

Рег. № 36697-08

мини-ТЭЦ

Центральная,

ГРУ-10 кВ,

4с - 10 кВ, яч. 410

НАЛИ-СЭЩ-10

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,2

Зав. № 00840-12

Рег. № 38394-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0805101327

Рег. № 36697-08

СИКОН

С70

Зав. №

06512

Рег. №

28822-05

Продолжение таблицы 2

789

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 19874-10

Зав. № 19905-10

Зав. № 19910-10

активная1,13,4

реактивная2,25,7

Рег. № 32139-06

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 20786-10

Зав. № 20306-10

Зав. № 20329-10

активная1,13,4

реактивная2,25,7

Рег. № 32139-06

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=600/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 20464-10

Зав. № 20704-10

Зав. № 20285-10

активная1,13,4

реактивная2,25,7

Рег. № 32139-06

ТОЛ-СЭЩ-10

Ктт=400/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 19945-10

Зав. № 19904-10

Зав. № 19903-10

Рег. № 32139-06

активная1,13,4

реактивная2,25,7

Лист № 7

Всего листов 11

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0808102331

Рег. № 36697-08

мини-ТЭЦ Цен-

тральная 35/10 кВ,

ЗРУ-35 кВ,

1с - 35 кВ, яч. 7

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0808101440

Рег. № 36697-08

мини-ТЭЦ Цен-

тральная 35/10 кВ,

ЗРУ-35 кВ,

2с - 35 кВ, яч. 8

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0808102020

Рег. № 36697-08

мини-ТЭЦ Цен-

тральная 35/10 кВ,

ЗРУ-35 кВ,

2с - 35 кВ, яч. 10

ЗНОЛ-СЭЩ-35

Ктн=35000/√3/100/√3

Кл.т. 0,5

Зав. № 00152-10

Зав. № 00151-10

Зав. № 00150-10

Рег. № 40085-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0808141739

Рег. № 36697-12

СИКОН

С70

Зав. №

06512

Рег. №

28822-05

Продолжение таблицы 2

789

мини-ТЭЦ Цен-

тральная 35/10 кВ,

11 ЗРУ-35 кВ,

1с - 35 кВ, яч. 9

ТОЛ-СЭЩ-35

Ктт=1000/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 00578-10

Зав. № 00575-10

Зав. № 00577-10

ЗНОЛ-СЭЩ-35

Ктн=35000/√3/100/√3

Кл.т. 0,5

Зав. № 00149-10

Зав. № 00148-10

Зав. № 00147-10

активная1,33,4

реактивная2,55,8

Рег. № 40086-08

ТОЛ-СЭЩ-35

Ктт=600/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 00613-10

Зав. № 00584-10

Зав. № 00611-10

Рег. № 40085-08

ЗНОЛ-СЭЩ-35

Ктн=35000/√3/100/√3

Кл.т. 0,5

Зав. № 00149-10

Зав. № 00148-10

Зав. № 00147-10

Рег. № 40085-08

активная1,33,4

реактивная2,55,8

Рег. № 40086-08

ТОЛ-СЭЩ-35

Ктт=600/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 00583-10

Зав. № 00579-10

Зав. № 00595-10

активная1,33,4

реактивная2,55,8

Рег. № 40086-08

ТОЛ-СЭЩ-35

Ктт=1000/5

Кл.т. 0,5S

Зав. № 00569-10

Зав. № 00568-10

Зав. № 00582-10

Рег. № 40086-08

активная1,33,4

реактивная2,55,8

Лист № 8

Всего листов 11

* Примечания

1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой

относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметры сети: напряжение (0,95-1,05)·U

; сила тока (1,0-1,2)·I

; cos

=0,9инд.

(sin

=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл;

температура окружающей среды: (23±2) °С.

4Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)·U

н1

; диапазон

силы первичного тока (0,01-1,2)·I

н1

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,5-0,87);

частота (50±0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счётчиков электрической энергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)·U

н2

; диапазон

силы вторичного тока (0,01-1,2)·I

н2

; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0

(0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;

относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С;

относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

5Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2 % от I

ном

cos

=0,8инд

и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от 0

до плюс 40 °С.

6Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утвержденных типов с

такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается

замена УСПД и УСВ-2 на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в

установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим

описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты

АИИС КУЭ, утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по

обеспечению единства измерений (ФИФ).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока

и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок

службы и средняя наработка на отказ;

счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-08) - среднее время наработки

на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности t

=2 ч;

счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - среднее время наработки

на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности t

=2 ч;

контроллер СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч,

среднее время восстановления работоспособности t

=2 ч;

Лист № 9

Всего листов 11

УСВ-2-среднеевремянаработкинаотказнеменееТ=35000 ч,

среднее время восстановления работоспособности t

=2 ч;

сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=208051 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=0,5 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 счётчике.

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счётчике и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счётчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счётчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

счётчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счётчики-тридцатиминутныйпрофиль нагрузкивдвухнаправлениях

не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

УСПД-тридцатиминутныйпрофильнагрузкивдвухнаправлениях

не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -

не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Лист № 10

Всего листов 11

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Тип компонента

ТОЛ-СЭЩ-10

ТОЛ-СЭЩ-35

Количество

30 шт.

12 шт.

НАЛИ-СЭЩ-10

4 шт.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения трехфазной

антирезонансной группы

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии многофункциональные

Контроллеры сетевые индустриальные

Устройства синхронизации времени

Сервер

Методика поверки

Паспорт-формуляр

ЗНОЛ-СЭЩ-35

СЭТ-4ТМ.03М

СИКОН С70

УСВ-2

HP Proliant DL360R07

-ВЛСТ.854.05.000.ФО

6 шт.

14 шт.

2 шт.

1 шт.

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 66910-17 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ

Центральная). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ»

13.01.2017 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный №с 36697-08) - в соответствии

с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству

по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ

«Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - в соответствии с

документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счётчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки»,

утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;

контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1

«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным

ВНИИМС в 2005 г.;

УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001 И1 «Устройства

синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ»

12.05.2010 г.

Основные средства поверки:

средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов

напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов

тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный № 27008-04);

Лист № 11

Всего листов 11

термогигрометрCENTER(мод.314):диапазонизмеренийтемпературы

от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности

от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная)

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

технические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.

Основные положения.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Интер РЭК» (ООО «Интер РЭК»)

ИНН 7716712474

Адрес: 107113, г. Москва, ул. Сокольнический Вал, дом 2, помещение 23

Телефон (факс): 8(919) 967-07-03

E-mail:

LLCInterrec@gmail.com

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Испытательный центр разработок

в области метрологии» (ООО «ИЦРМ»)

Адрес: 142700, Московская область, Ленинский район, г. Видное, Промзона тер.

корп. 526

Телефон: (495) 278-02-48

Web-сайт:

www.ic-rm.ru

E-mail:

info@ic-rm.ru

Аттестат аккредитации ООО «ИЦРМ» по проведению испытаний средств измерений

в целях утверждения типа № RA.RU.311390 от 18.11.2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2017 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
62777-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Корпорация "ГРИНН" Гипермаркет "ЛИНИЯ-3", 302016, г. Орел, Карачевское шоссе, д. 74	Нет данных	ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир	4 года	Перейти
67413-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТЦ Л-10 г. Санкт-Петербург, Набережная обводного канала 118_7, лит. А	Нет данных	ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва	4 года	Перейти
72392-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тверьобэнергосбыт" по объекту ООО "Гекса - нетканые материалы"	Нет данных	ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир	4 года	Перейти
54966-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Забайкальской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Амурской области	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
56853-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шахта "Абашевская" ОАО "ОУК "Южкузбассуголь"	Нет данных	ЗАО "Энергометрология", г.Москва	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