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) ГУП РК "Крымэнерго" Нет данных, ГРСИ 69632-17
Номер госреестра:
69632-17
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК "Крымэнерго"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 497
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 68277
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго» (далее - 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 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003), ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22: 2003) в режиме
измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003),
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003)в режиме измерений реактивной электроэнергии,
вторичныеизмерительныецепиитехническиесредстваприема-передачиданных.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ
приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройства сбора и передачи данных ARIS MТ210, (далее – УСПД),
каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее – УСВ). УСПД
ведут опрос счетчиков ИИК №№ 5,6,7,8.
3-йуровень–информационно-вычислительныйкомплекс(ИВК)ГУПРК
«Крымэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД)
АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение
(далее – ПО) ПК «Энергосфера».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений,
состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС»,
другие смежные субъекты ОРЭ.
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
значенияактивнойиполноймощности,сучетомкоэффициентовтрансформации
измерительных ТТ и ТН (для ИК №№ 11-18), которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Измерительнаяинформациянавыходесчетчикабезучетакоэффициента
трансформации:
- электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с
мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Лист № 2
Всего листов 11
- 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 (для ИК №№ 5-8),
где осуществляется, хранение измерительной информации, ее накопление и отображение
информации по подключенным к УСПД устройствам, а также передача накопленных данных на
верхний уровень системы. На верхнем уровне ИВК производится вычисление электроэнергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы (для ИК
№№ 1-4, 9, 10, 19), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,вчастности,формированиеихранениепоступающей
информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные
организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по каналу связи
через сеть Интернет по протоколу TCP/IP 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.
Синхронизациявремениизмерительно-информационныхкомплексов(ИИК)
№№ 1,2,3,4 АИИС КУЭ ГУП РК «Крымэнерго» происходит от Системы автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ
Кафа, зарегистрированной в государственном реестре средств измерений № 64778-16,
Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004.А № 63184 от 24.08.2016 г.
Синхронизация времени измерительно-информационных комплексов (ИИК) №№ 5,6
АИИСКУЭГУПРК«Крымэнерго»происходитотСистемыавтоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ
Камыш-Бурун, зарегистрированной в государственном реестре средств измерений № 65169-16,
Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004.А № 63604 от 23.09.2016 г.
АИИС КУЭ ГУП РК «Крымэнерго» имеет систему обеспечения единого времени
(СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ,
входящим в состав УСПД «ARIS MT210», установленным на ПС 330/220/110/35/10 кВ
Симферопольская, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной
системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более
±
1 с. Коррекция часов
УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с,
пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени
приемника не более ±1 с. УСВ, входящее в состав УСПД «ARIS MT210», установленном на
ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская, обеспечивает автоматическую коррекцию времени
самого УСПД «ARIS MT210», установленного на ПС 330/220/110/35/10 кВ Симферопольская, а
также часов счетчиков (ИИК №№ 7,8), расположенных на ПС 330/220/110/35/10 кВ
Симферопольская. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция
часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ не более чем
на ±2 с. Коррекция часов УСПД «ARIS MT210», установленного на ПС 220/110/6 кВ Камыш-
Бурун происходит от встроенного приемника сигналов точного времени от спутников
глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более
±
1 с.
Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более
чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков (ИИК №№ 9,10,11,12,13,14,15,16), расположенных на
ПС Севастополь 330 кВ, счетчиков (ИИК №№ 17,18), расположенных на ПС Бахчисарай 220 кВ
и счетчика (ИИК №19), расположенного на ТП-229, проводится от часов сервера БД. Коррекция
часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД либо часов счетчика и
Лист № 3
Всего листов 11
сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5
с/сут.
В системе АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными макетами XML
формата 80020 со смежных АИИС КУЭ:
- АИИС КУЭ комплектной мобильной ГТЭС №4 на полуострове Крым, Площадка №1
Севастопольская,зарегистрированнаявгосударственномреестресредствизмерений
№ 65969-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.390.А № 64446 от
23.12.2016 г.;
- АИИС КУЭ 3-х комплектных мобильных ГТЭС на полуострове Крым, Площадка № 1
Севастопольская,зарегистрированнаявгосударственномреестресредствизмерений
№ 67454-17, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.281.А № 65994 от
19.05.2017 г.;
- АИИС КУЭ ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь,
зарегистрированная в государственном реестре средств измерений № 67085-17, Свидетельство
об утверждении типа средств измерения RU.E.34.281.А № 65608 от 05.04.2017 г.
- АИИС КУЭ ПС 220 кВ Кафа, зарегистрированная в государственном реестре средств
измерений № 64778-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004.А
№ 63184 от 24.08.2016 г.
- АИИС КУЭ ПС 220 кВ Камыш-Бурун, зарегистрированная в государственном реестре
средств измерений № 65169-16, Свидетельство об утверждении типа средств измерения
RU.E.34.004.А № 63604 от 23.09.2016 г.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ
утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетовв соответствии с
регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети
Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: 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 ПК «Энергосфера» версии 8.0 и выше, в состав
которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,
обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
MD5
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»
Библиотека pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритмвычисления цифрового
идентификатора ПО
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,
указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Измерительные компоненты
Номер ИК
Вид
электроэне
ргии
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Наименование
объекта
ТТТНСчётчикУСПД
Основ-
ная
усло-
7
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
ность в
погреш-
рабочих
ность, %
в
иях
,
%
8 9
±0,6±1,5
±1,3±2,5
ОРУ 220 кВ; ВЛ 220
кВ Кафа –
±0,6±1,5
±1,3±2,5
±0,6±1,5
±1,3±2,5
ОРУ 220 кВ;
ВЛ 220 кВ Кафа –
±0,6±1,5
±1,3±2,5
123456
ПС 220/10 кВ Кафа;
ОРУ 220 кВ; ВЛ 220ТОГФ-220 УХЛ1НДКМ-220 УХЛ1А1802RALQ-
1кВКл. т. 0,2SКл. т. 0,2P4GB-DW-4-
Симферопольская – 1000/1 220000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2S/0,5
Кафа I цепь
ПС 220/10 кВ Кафа;
ТОГФ-220 УХЛ1НДКМ-220 УХЛ1А1802RALQ-
2Кл. т. 0,2SКл. т. 0,2P4GB-DW-4-
Феодо
с
ийская I цепь
1000/1 220000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2S/0,5
ПС 220/10 кВ Кафа;
ОРУ 220 кВ;ТОГФ-220 УХЛ1НДКМ-220 УХЛ1А1802RALQ-
3ВЛ 220 кВ Кафа –Кл. т. 0,2SКл. т. 0,2P4GB-DW-4-
Феодосийская 1000/1 220000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2S/0,5
II цепь
ПС 220/10 кВ Кафа;
ТОГФ-220 УХЛ1НДКМ-220 УХЛ1А1802RALQ-
4Кл. т. 0,2SКл. т. 0,2P4GB-DW-4-
Н
ас
осная-2
1000/1 220000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2S/0,5
ПС 220/110/6 кВ
Камыш-Бурун; ОРУТВ-220-I-1 УХЛ2НАМИ-220 УХЛ1А1802RALQ-
5220 кВ; 2 СШ 220 Кл. Т. 0,2S Кл. т. 0,2 P4GB-DW-4
кВ; Ввод 220 кВ1000/5220000:√3/100:√3Кл. т. 0,2S/0,5
АТ-2
ARIS
MT210
±0,6±1,5
±1,3±2,5
Лист № 5
Всего листов 11
ТОГФ-220
Кл. т. 0,2S
1000/1
ЗНОГ-220
Кл. т. 0,2
220000:√3/100:√3
А1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
ТФНД-220-1
Кл. т. 0,5
600/1
ЗНОГ-220
Кл. т. 0,2
220000:√3/100:√3
А1802RAL-P4GB-
DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
SL761В071
Кл. т. 0,5S/1,0
SL761B071
Кл. т. 0,5S/1,0
3
ТВ-220-I-1 УХЛ2
Кл. Т. 0,2S
1000/5
4
НАМИ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2
220000:√3/100:√3
5
А1802RAL-P4GB-
DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
6 7 8 9
ARIS
активная ±0,6 ±1,5
MT210
ре
а
к
т
ивная±1,3±2,5
7
ARIS
активная ±0,6 ±1,5
MT210
р
еа
к
т
ивная ±1,3 ±2,5
8
ARIS
активная ±0,9 ±2,9
MT210
р
еа
к
т
ивная ±2,4 ±4,6
ZMD402CT44.0457
S3
Кл. т. 0,2S/0,5
ZMD402CT44.0457
S3
Кл. т. 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
12
ПС 220/110/6 кВ
6Камыш-Бурун; ОРУ
220 кВ; СВ 220 кВ
ПС
330/220/110/35/10
кВ
Симферопольская;
ОРУ 220 кВ;
ВЛ 220 кВ
Симферопольская -
Кафа II цепь
ПС
330/220/110/35/10
кВ
Симферопольская ;
ОРУ 220 кВ;
ОВ 220 кВ
ПС Севастополь 330
9кВ,
АТ-1 ввод 220 кВ
ПС Севастополь
10330 кВ,
АТ-2 ввод 220 кВ
ПС Севастополь
11330 кВ,
АТ-3 ввод 110 кВ
ПС Севастополь
12 330 кВ,
ОВ-110 кВ
ТФЗМ-220Б
Кл. т. 0,5
600/5
ТФЗМ-220Б
Кл. т. 0,5
600/5
TG-145
Кл. т. 0,5
1500/5
TG-145
Кл. т. 0,5
1500/5
НКФ-220 IIУ1
Кл. т. 0,5
220000:√3/100:√3
НКФ-220 IIУ1
Кл. т. 0,5
220000:√3/100:√3
НКФ-110-83У1
Кл. т. 0,5
110000:√3/100:√3
НКФ-110-83У1
Кл. т. 0,5
110000:√3/100:√3
активная±0,8±2,9
-
реактивная ±2,2 ±4,6
активная ±0,8 ±2,9
-
реактивная ±2,2 ±4,6
активная ±1,2 ±3,3
-
реактивная ±2,8 ±5,6
активная ±1,2 ±3,3
-
реактивная±2,8±5,6
Лист № 6
Всего листов 11
13330 кВ,
Кл. т. 0,5S
Кл. т. 0,5
-
330 кВ,
л. т. 0,5
SL761В071
кВ,
Кл. т. 0,
SL761В071
330 кВ,
л. т. 0,5
SL761В071
17
ВЛ 110 кВ
Кл. т. 0,5
Кл. т. 0,5
-
SL761В071
Кл. т. 0,5S/1,0
ТП-229 - ТП-8193 с
отпайкой на
Продолжение таблицы 2
123456789
ПС Севастополь TPO7 ЗНОМ-35
SL761
B
071
активная ±1,2 ±3,4
АТ-3 ввод 35 кВ 1500/5 35000:√3/100:√3
Кл. т.
0,5S/1,0
реактивная ±2,8 ±5,7
ПС Севастополь Т-0,66 2У3 активная ±1,0 ±3,3
14
ТСН-1 ввод 0,4 кВ
К
1500/5
S -
Кл. т. 0,5S/1,0
-
реактивная ±2,4 ±5,6
ПС Севастополь 330 Т-0,66 2У3 активная ±1,0 ±3,2
15
ТСН-2 ввод 0,4 кВ 1500/5
5 -
Кл. т. 0,5S/1,0
-
реактивная ±2,4 ±5,5
ПС Севастополь Т-0,66 2У3 активная ±1,0 ±3,3
16
ТСН-3 ввод 0,4 кВ
К
1500/5
S-
Кл. т. 0,5S/1,0
-
реактивная±2,4±5,6
ПС Бахчисарай 220
кВ, ТФЗМ-110Б НКФ-110-57У1
SL761
В
071
активная ±1,2 ±3,3
Бахчисарай - 600/5 110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5S/1,0
реактивная ±2,8 ±5,6
Мекензиевы Горы
ПС БахчисарайТВ-110/20НКФ-110-57У1активная±1,2±3,3
18220 кВ, Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5 -
ШОВ 110 кВ 600/5 110000:√3/100:√3 реактивная ±2,8 ±5,6
ТП-229, ВЛ 10 кВ
ТПЛУ-10 НТМК-10 ZMD405CT44.0457 активная ±1,2 ±3,4
19Кл. т. 0,5SКл. т. 0,5S2-
ТП
-
8468
200/510000/100Кл. т. 0,5S/1,0реактивная±2,8±5,7
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 - 19 от плюс 5 до плюс 35 °C.
Лист № 7
Всего листов 11
4.Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторов,счетчиковнааналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на
объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
120000
120000
80000
90000
150000
2
75000
2
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика A1802RALQ-Р4GB-DW-4
для электросчетчика A1802RAL-Р4GB-DW-4
для электросчетчика ZMD402СТ44.0457 S3
для электросчетчика SL761B071
для электросчетчика ZMD405СТ44.0457 S2
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Значение
19
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,
о
С
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
о
С:
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера,
о
С
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
70000
1
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
114
40
Лист № 8
Всего листов 11
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).
45
10
Значение
Окончание таблицы 3
Наименование характеристики
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Лист № 9
Всего листов 11
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную
информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК
«Крымэнерго» 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 4.
многофункциональный
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТипРег №Количество, шт.
Трансформатор тока ТОГФ-220 УХЛ1 46527-11 12
Трансформатор тока ТВ-220-I-1 УХЛ2 46101-10 6
Трансформатор тока ТОГФ-220 61432-15 3
Трансформатор тока ТФНД-220-1 3694-73 3
Трансформатор тока ТФЗМ-220Б 3694-73 6
Трансформатор тока TG-145 15651-12 6
Трансформатор тока TPO7 25431-08 3
Трансформатор тока Т-0,66 2У3 * 9
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б 2793-71 2
Трансформатор тока ТВ-110-20 4462-74 2
Трансформатор тока ТПЛУ-10 41376-09 2
Трансформатор напряжения НДКМ-220 УХЛ1 38000-08 6
Трансформатор напряжения НАМИ-220 УХЛ1 60353-15 6
Трансформатор напряжения ЗНОГ-220 61431-15 6
Трансформатор напряжения НКФ-220 IIУ1 26453-04 3
Трансформатор напряжения НКФ-220-58У1 1382-60 3
Трансформатор напряжения НКФ-110-83У1 1188-84 6
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35 912-54 3
Трансформатор напряжения НКФ-110-57У1 922-54 6
Трансформатор напряжения НТМК-10 355-49 1
Счётчик электрической энергии
A1802RALQ-Р4GB-DW-4 31857-11 6
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
A1802RA
L
-Р4G
B-
DW-431857-112
ZMD402СТ44.0457 S32
*
SL761B0718
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
ZM
D
405
С
Т44.0457 S222422-071
данных
Устройство сбора и передачи
ARIS MТ21064151-162
Программное обеспечение ПК «Энергосфера» - 1
Методика поверки МП 206.1-351-2017 - 1
Паспорт-Формуляр РЭСС.411711.АИИС.497 ПФ - 1
Примечание: * - применяются только на территории Республики Крым и города федерального
значения Севастополь до 31.12.2020 г.
Лист № 10
Всего листов 11
Поверка
осуществляетсяподокументуМП206.1-351-2017«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
ГУП РК«Крымэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» 10 ноября 2017 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
цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков A1802RALQ-Р4GB-DW-4 – по документу «Счетчики электрической
энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018
МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков A1802RAL-Р4GB-DW-4 – по документу «Счетчики электрической энергии
трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП»,
согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков ZMD405СТ44.0457.S2 – по документу «Счетчики электрической энергии
электронные многофункциональные Landis & Gyr Dialog серии ZMD и ZFD. Методика поверки»,
согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 22 января 2007 г.;
- УСПД ARIS MТ210 – по документу ПБКМ.424359.009 МП «Контроллеры
многофункциональные ARIS MТ210. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30
марта 2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- 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%.
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) ГУП РК «Крымэнерго», 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)
ГУП РК «Крымэнерго»
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
Лист № 11
Всего листов 11
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Прософт-Системы»
(ООО «Прософт-Системы»)
ИНН 6660149600
Адрес: 620102, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, 194а
Телефон: +7 (343) 356-51-11
Факс: +7 (343) 310-01-06
E-mail:
Заявитель
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д.23, оф.9
Телефон: +7 (4922) 22-21-62
Факс: +7 (4922) 42-31-62
E-mail:
Web-сайт:
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
E-mail:
Web-сайт:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств 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.«____»_____________2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 45882-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная технического учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Кемеровской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 71179-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" | Нет данных | АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 48649-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Тверской области №6 (ГТП Труд, в/ч 63627) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 51670-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г.Александров Гай, объект №1) | Нет данных | ООО "Техносоюз", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 58007-14 | Система измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" | Нет данных | ООО "Татинтек", г.Альметьевск | 1 год | 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