ГРСИ 72186-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения потребителя ПАО "КАМАЗ" 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
72187-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения потребителя ПАО "КАМАЗ" Нет данных, ГРСИ 72186-18

Смотреть ГРСИ
72185-18

Номер госреестра:

72186-18

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 084

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 № 70937

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«РУСЭНЕРГОСБЫТ»для

энергоснабжения потребителя ПАО «КАМАЗ»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«РУСЭНЕРГОСБЫТ»дляэнергоснабжения

потребителя ПАО «КАМАЗ» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений

активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки,

хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации

заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную измерительную системусцентрализованным управлением,

распределенной функцией измерения и состоит из 21 измерительных каналов (ИК). Перечень и

состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Измерительные каналы №1-18 состоят из двух уровней АИИС КУЭ:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы точекучета (ИИК),

включающиеизмерительныетрансформаторынапряжения(ТН), измерительные

трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активнойиреактивной

электрической энергии (далее по тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя ИВК

ПАО «КАМАЗ» и ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».

ИВК ПАО «КАМАЗ» состоит из сервера баз данных (сервер БД) на базе комплекса

технических средств (КТС) «Энергия+», устройства сервисного УС-01М с GPS-приемником

меток времени GPS-M.

ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» включает в себя сервер на основе СУБД Oracle и

ПО «АльфаЦентр» и сервер на основе СУБД Oracle и ПО «Энергия АЛЬФА 2», устройство

синхронизации системного времени УССВ-16HVS (УССВ), каналообразующую аппаратуру,

средства связи и приёма-передачи данных, технические средства для организации локальной

вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные

рабочие места персонала (АРМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы

счетчика электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в

микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной,

реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 поступает на

входы преобразователя интерфейса. Цифровой сигнал с выходов преобразователя интерфейса

поступает на сервер БД ПАО «КАМАЗ». По запросу или в автоматическом режиме сервер БД

ПАО «КАМАЗ» осуществляет опрос счетчиков электрической энергии по средствам

каналообразующей аппаратуры.

Сервер БД ПАО «КАМАЗ» осуществляет обработку полученной измерительной

информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации

ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в ИВК.

Лист № 2

Всего листов 16

Раз в сутки сервер БД ПАО «КАМАЗ» автоматически формирует файл отчёта с

результатами измерений в формате XML (макеты 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050),

иливиномсогласованномформатеиавтоматическипередаётеговИВК

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.

Измерительные каналы №19-21 состоят из трех уровней АИИС КУЭ:

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

измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),

многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее –

счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН C70 (Госреестр № 28822-

05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения

информационного взаимодействия между уровнями системы;

3-й уровень –информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из ИВК

филиалаНижнекамскиеэлектрическиесетиОАО«Сетеваякомпания»иИВК

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».

ИВК филиала Нижнекамские электрические сети ОАО «Сетевая компания» включает в

себя сервер баз данных (CБД), сервер интеллектуального кэширующего маршрутизатора (ИКМ)

на базе ПО «Пирамида 2000» устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2

(Госреестр № 41681-10), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК).

ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» включает в себя сервер на основе СУБД Oracle и ПО

«АльфаЦентр» и сервер на основе СУБД Oracle иПО «Энергия АЛЬФА 2», устройство

синхронизации системного времени УССВ-16HVS (УССВ), каналообразующую аппаратуру,

средства связи и приёма-передачи данных, технические средства для организации локальной

вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные

рабочие места персонала (АРМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы

счетчика электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в

микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной,

реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 поступает в

УСПД СИКОН С70, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее через

каналы связи результаты измерений передаются на ИВК филиала Нижнекамские электрические

сети ОАО «Сетевая компания».

ИВК филиала Нижнекамские электрические сети ОАО «Сетевая компания» при помощи

программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, обработку измерительной информации,

формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации

ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, ИВКЭ либо в ИВК.

Раз в сутки ИВК филиала Нижнекамские электрические сети ОАО «Сетевая компания»

автоматически формирует файл отчёта с результатами измерений в формате XML (макеты

50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050), или в ином согласованном формате и автоматически

передаёт его в ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем.

Дальнейшая передача информации от ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК

ОАО «АТС» за подписью ЭЦП ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и другим смежным субъектам ОРЭ

осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML (макеты 50080, 51070, 80020,

80030, 80040, 80050), или в ином согласованном формате.

Лист № 3

Всего листов 16

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-измерение 30-минутных приращений активной и реактивнойэлектроэнергии;

-измерение активной и реактивной электроэнергии нарастающимитогом;

-прием информации от АИИС КУЭ третьих лиц в формате XML (макеты 50080,

51070, 80020, 80030, 80040, 80050), или в ином согласованном формате;

-периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор

привязанных кединому календарному временирезультатовизмеренийприращений

электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор

привязанных к единому календарному времени показаний счетчиков электрическойэнергии

-хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и

от несанкционированного доступа;

-передача результатов измерений в организации-участники оптового и розничного

рынков электроэнергии;

-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и

т.п.);

-диагностика и мониторинг функционирования технических и программных

средств АИИС КУЭ;

-конфигурирование и настройка параметров АИИСКУЭ;

-ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекциявремени);

-передача журналов событий счетчиков

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет

нормированныеметрологическиехарактеристикииобеспечиваетавтоматическую

синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое

календарное время. СОЕВ создана на основе приемников сигналов точного времени от

спутниковойглобальнойсистемы позиционирования (GPS)УССВ-16HVS,устройства

синхронизации системного времени УСВ-2, часов устройства сервисного УС-01М из состава

«комплекса технических средств «Энергия+». В состав СОЕВ также входят часы УСПД,

счетчиков, серверов ИВК ПАО «КАМАЗ», ИВК филиала Нижнекамские электрические сети

ОАО «Сетевая компания», ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Резервным источником сигналов

точноговремени для ИВКООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» служиттайм-серверФГУП

«ВНИИФТРИ» (NTP-сервер).

Сравнение показаний часов ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ-16HVS

происходит с периодичностью один раз в 10 минут. Синхронизация осуществляется при

расхождении показаний часов ИВК и УССВ независимо от величины расхождения.

В случае синхронизации ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» посредством резервного

источника сигналов точного времени сравнение показаний ИВК и NTP-сервера происходит с

периодичностью один раз в 10 мин. Синхронизация осуществляется при расхождении

показаний часов ИВК и NTP-сервера на 0,1 с.

Сравнение показаний часов ИВК ПАО «КАМАЗ» и устройства сервисного УС-01М

происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов ИВК и устройства сервисного

УС-01М осуществляется при расхождении показаний часов ИВК и устройства сервисного УС-

01М на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов ИВК филиала Нижнекамские электрические сети ОАО

«Сетеваякомпания»сустройствомсинхронизациивремениУСВ-2происходитс

периодичностью один раз в час, коррекция времени ИВК с временем УСВ-2 осуществляется

независимо от расхождения с временем УСВ-2, тем самым в ИВК обеспечивается ведение

времени с погрешностью, не превосходящей ±1 с.

Лист № 4

Всего листов 16

Сличение времени УСПД СИКОН C70 с временем ИВК филиала Нижнекамские

электрические сети ОАО «Сетевая компания» происходит при каждом сеансе связи, но не

реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД СИКОН C70 происходит при каждом

сеансе связи счетчик – УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на

величину более чем ± 1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и ИВК ПАО «КАМАЗ» происходит с

цикличностью один раз в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков и ИВК осуществляется при

расхождении показаний часов счетчиков и ИВК на величину более чем ±2 с.

ТТ

·К

ТН

·К

СЧ

ТТ

ТН

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№36697-08

СЭТ-4ТМ.03М

8000

ТТ

Кт=0,5

Ктт=400/5

№7069-07

ТН

8000

Таблица 1 – Перечень и состав ИК АИИС КУЭ

Состав ИК АИИС КУЭ

№ Наименование

ИК присоединения

Обозначение, типИВКЭ

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации,

регистрационный № в

ФИФ ОЕИ

456

Кт=0,5

Ктт=400/5В

№2367-68

Кт=0,5

Ктн=10000/√3/100/√3 В

№3640-73

ТПЛ-10К

ЗНОЛТ-10

ГПП-12 110/10 кВ,

1ЗРУ-10 кВ, яч.23

Кт=0,5

Ктн=10000/√3/100/√3 В

№3344-08

ЗНОЛ.06

ГПП-12 110/10 кВ,

2ЗРУ-10 кВ, яч.100

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1СЭТ-4ТМ.03М

№36697-08

АТОЛ-10

В -

СТОЛ-10

Лист № 5

Всего листов 16

ТТ

Кт=0,5

Ктт=400/5

№2306-00

ТН

8000

ТТ

ТН

Кт=0,5S/1

Ксч=1

№27779-04

ПСЧ-4ТМ.05

8000

ТТ

Кт=0,5

Ктт=400/5

№2367-68,,2367-68

ТН

ГПП-16 110/10 кВ,

ЗРУ-10 кВ, яч.71

8000

ТТ

Кт=0,5

Ктт=400/5

№2306-05

ТН

Кт=0,5

Ктн=10000/√3/100/√3

№3344-08

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№27524-04

СЭТ-4ТМ.03

8000

Продолжение таблицы 1

456

АТПЛК 10 У3

В-

СТПЛК 10 У3

Кт=0,5

Ктн=10000/√3/100/√3 В

№3640-73

ЗНОЛТ-10

ГПП-14 110/10 кВ,

3ЗРУ-10 кВ, яч.6

Счетчик

Кт=0,5S/1

Ксч=1ПСЧ-4ТМ.05

№27779-04

Кт=0,5

Ктт=400/5В

№2306-07

Кт=0,5

Ктн=10000/√3/100/√3 В

№3640-73

ТПЛК-10

ЗНОЛТ-10

ГПП-16 110/10 кВ,

4ЗРУ-10 кВ, яч.18

Счетчик

Кт=0,5

Ктн=10000/√3/100/√3 В

№3640-73

ЗНОЛТ-10

Счетчик

Кт=0,5S/1

Ксч=1ПСЧ-4ТМ.05

№27779-04

АТПЛК-10

В -

СТПЛК-10

АЗНОЛ.06

ВЗНОЛ.06

СЗНОЛ.06

ГПП-23 110/10 кВ,

6ЗРУ-10 кВ, яч.21

Счетчик

АТПЛ-10К

СТПЛ-10К

Лист № 6

Всего листов 16

ТТ

Кт=0,5

Ктт=400/5

№2306-05

ТН

Кт=0,5

Ктн=10000/√3/100/√3

№3344-08

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№27524-04

СЭТ-4ТМ.03

8000

ТТ

Кт=0,5

Ктт=400/5

№2306-05

ТН

Кт=0,5

Ктн=10000/√3/100/√3

№3344-08

Счетчик

Кт=0,5S/1

Ксч=1

№27779-04

ПСЧ-4ТМ.05

8000

ТТ

Кт=0,5

Ктт=400/5

№2306-05

ТН

Счетчик

8000

ТТ

Кт=0,2

Ктт=1500/5

№2473-05

ТН

Кт=0,5

Ктн=6000/100

№38394-08

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№27524-04

СЭТ-4ТМ.03

18000

Продолжение таблицы 1

456

АТПЛК-10

В-

СТПЛК-10

АЗНОЛ.06

ВЗНОЛ.06

СЗНОЛ.06

ГПП-23 110/10 кВ,

7ЗРУ-10 кВ, яч.49

АТПЛК-10

В -

СТПЛК-10

АЗНОЛ.06

ВЗНОЛ.06

СЗНОЛ.06

ГПП-23 110/10 кВ,

8ЗРУ-10 кВ, яч.30

Кт=0,5

Ктн=10000/√3/100/√3 В

№3344-08

ЗНОЛ.06

ГПП-23 110/10 кВ,

9ЗРУ-10 кВ, яч.64

Кт=0,5S/1

Ксч=1ПСЧ-4ТМ.05

№27779-04

АТЛМ-10

В -

СТЛМ-10

ВНАЛИ-СЭЩ-6

ГПП-123

110/35/6 кВ,

10 ЗРУ-6 кВ,

Ввод 6 кВ в

сторону Т-1

АТПЛК-10

В -

СТПЛК-10

Лист № 7

Всего листов 16

ТТ

Кт=0,5

Ктт=400/5

№26419-08

ТН

Кт=0,5

Ктн=35000/√3/100/√3

№912-07

ГПП-123

110/35/6 кВ,

ЗРУ-35 кВ, яч.9

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№27524-04

СЭТ-4ТМ.03

trial

ТТ

Кт=0,5

Ктт=200/5

№52667-13

ТН

Кт=-

Ктн=-

№-

ГПП-123

110/35/6 кВ,

ТСН-1 6/0,4 кВ,

РУ-0,4 кВ

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№27524-04

СЭТ-4ТМ.03.08

ТТ

Кт=0,2

Ктт=1500/5

№2473-05

ТН

Кт=0,5

Ктн=6000/100

№38394-08

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№27524-04

СЭТ-4ТМ.03

18000

ТТ

Кт=0,5

Ктт=400/5

№26419-08

ТН

Кт=0,5

Ктн=35000/√3/100/√3

№912-07

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№27524-04

СЭТ-4ТМ.03

28000

Продолжение таблицы 1

456

АТФЗМ 35Б-I У1

В-

СТФЗМ 35Б-I У1

АЗНОМ-35-65

ВЗНОМ-35-65

СЗНОМ-35-65

АТ-0,66

ВТ-0,66

СТ-0,66

В-

ГПП-123

110/35/6 кВ,

13 ЗРУ-6 кВ,

Ввод 6 кВ в

сторону Т-2

АТФЗМ 35Б-I У1

В -

СТФЗМ 35Б-I У1

А ЗНОМ-35-65

В ЗНОМ-35-65

С ЗНОМ-35-65

ГПП-123

14110/35/6 кВ,

ЗРУ-35 кВ, яч.19

АТЛМ-10

В -

СТЛМ-10

ВНАЛИ-СЭЩ-6

Лист № 8

Всего листов 16

ТТ

Кт=0,5

Ктт=3000/5

№6811-78

ТН

ГПП-25 110/6 кВ,

ЗРУ-6 кВ, яч.47

Счетчик

36000

ТТ

Кт=0,5

Ктт=100/5

№22656-07

ТН

Кт=-

Ктн=-

№-

ГПП-25 110/6 кВ,

Ввод 0,4 кВ ТСН-1

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№27524-04

СЭТ-4ТМ.03.08

ТТ

Кт=0,5

Ктт=3000/5

№6811-78

ТН

Кт=0,5

Ктн=6000/√3/100/√3

№3344-08

ГПП-25 110/6 кВ,

ЗРУ-6 кВ, яч.11

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№27524-04

СЭТ-4ТМ.03

36000

ТТ

Кт=0,5

Ктт=100/5

№22656-07

ТН

Кт=-

Ктн=-

№-

ГПП-25 110/6 кВ,

Ввод 0,4 кВ ТСН-2

Счетчик

Продолжение таблицы 1

456

АТЛШ-10У3

В-

СТЛШ-10У3

Кт=0,5

Ктн=6000/√3/100/√3 В

№3344-08

ЗНОЛ.06

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1СЭТ-4ТМ.03М

№36697-08

АТ-0,66

ВТ-0,66

СТ-0,66

В-

АЗНОЛ.06

ВЗНОЛ.06

СЗНОЛ.06

АТ-0,66

ВТ-0,66

СТ-0,66

В-

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1СЭТ-4ТМ.03.08

№27524-04

АТЛШ-10У3

В -

СТЛШ-10У3

Лист № 9

Всего листов 16

ТТ

Кт=0,2S

Ктт=1000/5

№22440-07

ТН

Кт=0,2

Ктн=110000/√3/100/√3

№23894-07

Счетчик

Кт=0,5S/1

Ксч=1

№36697-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

220000

ТТ

Кт=0,2S

Ктт=1000/5

№22440-07

ТН

Кт=0,2

Ктн=110000/√3/100/√3

№23894-07

Счетчик

Кт=0,5S/1

Ксч=1

№36697-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

220000

ТТ

ТН

ПС 110/6 кВ

Сидоровка,

ОРУ-110 кВ,

ОВ-110 кВ

Счетчик

СИКОН С70

Рег. №

28822-05

220000

Продолжение таблицы 1

123456

АТВГ-110

ВТВГ-110

СТВГ-110

А ЗНОГ-110

В ЗНОГ-110

С ЗНОГ-110

ПС 110/6 кВ

Сидоровка,

19 ОРУ-110 кВ, яч.11,

ВЛ-110 кВ

Сидоровка-РОС 1

АТВГ-110

ВТВГ-110

СТВГ-110

А ЗНОГ-110

В ЗНОГ-110

С ЗНОГ-110

ПС 110/6 кВ

Сидоровка,

20 ОРУ-110 кВ, яч.12,

ВЛ-110 кВ

Сидоровка-РОС 2

Кт=0,2S

Ктт=1000/5В

№22440-07

Кт=0,2

Ктн=110000/√3/100/√3 В

№23894-07

ТВГ-110

ЗНОГ-110

Кт=0,5S/1

Ксч=1СЭТ-4ТМ.03М.01

№36697-08

Примечание – Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на

аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками.

Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется

актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим

описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Энергия АЛЬФА 2»,

ПО «комплекс технических средств «Энергия+», ПО «Пирамида 2000» в состав которого

входят программы, указанные в таблицах 2 - 4.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных,

отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде,

взаимодействия со смежными системами.

Лист № 10

Всего листов 16

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации

паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является

кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Энергия АЛЬФА 2»,

ПО «комплекс технических средств «Энергия+», ПО «Пирамида 2000».

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК ПАО «КАМАЗ»

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПО

Комплекс технических средств (КТС)

«Энергия+»

Энергия+)

Номер версии (идентификационный номер) ПО6.5

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Расчетное ядро

A8E3A0DBD04341252

8D93385329A16B

Энергия+)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Запись в БД

DEC71AD31A6448

C61С49243300170F3

устройств Энергия+)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Сервер

2D1E

050

914D2681

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПО АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac_metrology.dll ) 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Идентификационное наименование ПОЭнергия АЛЬФА 2

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 2.0.0.2

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) 17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ИВК филиала Нижнекамские электрические сети

ОАО «Сетевая компания»

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПО Пирамида 2000

Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcClients.dll) E55712D0B1B219065D63DA949114DAE4

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,B1959FF70BE1EB17C83F7B0F6D4A132F

CalcLeakage.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcLosses.dll) D79874D10FC2B156A0FDC27E1CA480AC

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Metrology.dll)52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseBin.dll)6F557F885B737261328CD77805BD1BA7

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseIEC.dll)48E73A9283D1E66494521F63D00B0D9F

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48

ParseModbus.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,ECF532935CA1A3FD3215049AF1FD979F

ParsePiramida.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SynchroNSI.dll) 530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, VerifyTime.dll) 1EA5429B261FB0E2884F5B356A1D1E75

Уровень защиты ПО «Пирамида 2000», ПО «Энергия АЛЬФА 2» и комплекса

технических средств (КТС) «Энергия+» от непреднамеренных и преднамеренных изменений –

«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных

изменений – «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 11

Всего листов 16

Метрологические и технические характеристики

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении

тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии, приведены в

таблицах 5 и 6. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ указаны

границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 5 – Метрологические характеристики ИК при измерении активной электроэнергии

Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при

измерении активной электрической энергии

для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона

2(1*)

≤ I < I

100

≤ I ≤ I

120

Номера ИК,

классы точности cosφ

СИ в составе ИК

, %δ

ру

, %δ

ру

, %δ

ру

, %δ

ру

, %

1,0не норм.

±1,8±1,9±1,1±1,3±0,9±1,1

0,8не норм.

±2,9±3,0±1,6±1,8±1,3±1,4

1-2; 6-7; 11; 14-15;

КТ ТТ 0,5;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,2S

0,5не норм.

±5,5±5,5±3,0±3,0±2,2±2,3

1,0не норм.

±1,9±2,3±1,2±1,7±1,0±1,6

0,8не норм.

±3,1±3,3±1,7±2,2±1,4±1,9

3-5; 8-9

КТ ТТ 0,5;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,5S

0,5не норм.

±5,5±5,7±3,0±3,3±2,3±2,7

1,0не норм.

±1,1±1,2±0,8±1,0±0,7±0,9

0,8не норм.

±1,4±1,5±1,0±1,2±0,9±1,1

10; 13

КТ ТТ 0,2;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,2S

0,5не норм.

±2,3±2,4±1,6±1,7±1,4±1,6

1,0не норм.

±1,7±1,8±0,9±1,0±0,6±0,8

0,8не норм.

±2,7±2,8±1,4±1,5±0,9±1,1

12; 16; 18

КТ ТТ 0,5;

КТ ТН - нет;

КТ счетчика 0,2S

0,5не норм.

±5,3±5,3±2,6±2,7±1,8±1,9

1,0±1,4±1,9

±0,8±1,4±0,7±1,4±0,7±1,4

0,8±1,5±2,0

±1,0±1,6±0,8±1,5±0,8±1,5

19-21

КТ ТТ 0,2S;

КТ ТН 0,2;

КТ счетчика 0,5S

0,5±2,1±2,5

±1,6±2,1±1,1±1,8±1,1±1,8

Примечание – В таблице приняты следующие обозначения:

2(1)

, I

100

и I

120

– значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и

120 % от номинального значения I

; (1*) – границы относительной погрешности ИК

АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для

коэффициента мощности cosφ, равного 1, нормируется в диапазоне первичного тока I

≤ I <I

;

– границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении

электрической энергии;

ру

– границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуа-

тации при измерении электрической энергии.

Лист № 12

Всего листов 16

Таблица 6 – Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электроэнергии

Номера ИК,

классы точности СИ в

составе ИК

Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при

измерении реактивной электрической энергии

sinφ

для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона

≤ I < I

100

≤ I ≤ I

120

, % δ

ру

, %δ

ру

, %δ

ру

, %δ

, % δ

ру

, %

0,6не норм.

±4,4±4,6±2,4±2,8

±1,9±2,3

1-2; 11; 15

КТ ТТ 0,5;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,5

ИЛГШ.411152.145ТУ

0,87не норм.

±2,5±2,8±1,5±2,0

±1,2±1,7

0,6не норм.

±4,4±4,5±2,4±2,5

±1,8±1,9

6-7; 14; 17

КТ ТТ 0,5;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,5

ГОСТ 26035-1983

0,87не норм.

±2,6±2,7±1,5±1,6

±1,2±1,4

0,6не норм.

±4,7±5,2±2,4±2,5

±1,8±1,9

3-5; 8-9

КТ ТТ 0,5;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 1,0

ГОСТ 26035-1983

0,87не норм.

±2,9±3,5±1,5±1,6

±1,2±1,4

0,6не норм.

±2,1±2,3±1,8±1,8

±1,4±1,6

10; 13

КТ ТТ 0,2;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,5

ГОСТ 26035-1983

0,87не норм.

±1,5±1,7±1,2±1,4

±1,0±1,2

0,6не норм.

±4,3±4,4±2,2±2,3

±1,5±1,6

12; 16; 18

КТ ТТ 0,5;

КТ ТН - нет;

КТ счетчика 0,5

ГОСТ 26035-1983

0,87не норм.

±2,5±2,6±1,3±1,5

±1,0±1,2

0,6±2,2±3,8±1,8±3,6±1,3±3,4

±1,3±3,4

19-21

КТ ТТ 0,2S;

КТ ТН 0,2;

КТ счетчика 1,0

ГОСТ Р 52425-2005

0,87±1,9±3,5±1,4±3,3±1,2±3,2

±1,2±3,2

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечание – В таблице приняты следующие обозначения:

, I

100

и I

120

– значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 % от

номинального значения I

;

–границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении

электрической энергии;

ру

– границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях

эксплуатации при измерении электрической энергии.

Лист № 13

Всего листов 16

Таблица 7 – Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Значение

от +20 до +25

1,00±0,02

1,1±0,1

Нормальные условия эксплуатации компонентов ИК АИИС КУЭ:

- температура окружающей среды, °С

- параметр сети: напряжение, в долях от номинального значения Uн

- параметр сети: сила тока, в долях от номинального значения Iн

Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- температура окружающего воздуха трансформаторов, °С

- температура окружающего воздуха счетчиков, °С

- температура окружающего воздуха ИВК, °С

- относительная влажность воздуха при 30 °С, %, не более

- атмосферное давление, кПа

от -45 до +40

от +10 до +35

от +15 до +30

от 84,0 до 106,7

1,0±0,1

от 0,01(0,05) до 1,2

1,00±0,02

от 0,5 до 1,0

0,5

Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ – параметры сети:

- напряжение, в долях от номинального значения Uн

- сила тока, в долях от номинального значения Iн

- частота, в долях от номинального значения fн

- коэффициент мощности (cosφ)

- индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более

Параметры электрического питания средств приёма-передачи данных:

- напряжение переменного тока, В

- частота переменного тока, Гц

220±10

50,0±0,2

Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее:

- измерительных трансформаторов тока

- измерительных трансформаторов напряжения

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05

- УСПД СИКОН С70

- УССВ-16HVS

- УСВ-2

- сервера

Среднее время восстановления системы, не более, ч

Средний срок службы системы, не менее, лет

4000000

400000

140000

90000

70000

44000

70000

Знак утверждения типа

наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителя ПАО «КАМАЗ»

типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 8.

Таблица 8 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Трансформаторы тока

Тит компонента

ТВГ-110

ТПЛ-10К

ТОЛ-10

ТПЛК 10

Рег. №

22440-07

2367-68

7069-07

2306-00

Количество

9 шт.

4 шт.

2 шт.

Лист № 14

Всего листов 16

ПСЧ-4ТМ.05

27779-04

5 шт.

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

10 шт.

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

6 шт.

УС-01М

—

1 шт.

Тит компонента

ТПЛК-10

ТЛМ-10

ТФЗМ 35Б-I У1

Т-0,66

ТЛШ-10У3

ЗНОГ-110

ЗНОЛ.06

ЗНОЛТ-10

ЗНОМ-35-65

НАЛИ-СЭЩ-6

Рег. №

2306-05

2306-07

2473-05

26419-08

22656-07

52667-13

6811-78

23894-07

3344-08

3640-73

912-07

38394-08

Количество

8 шт.

2 шт.

4 шт.

6 шт.

3 шт.

4 шт.

9 шт.

21 шт.

12 шт.

6 шт.

2 шт.

СИКОН С70

УСВ-2

УССВ-16HVS

28822-05

41681-10

—

1 шт.

Наименование компонента

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Устройства сбора и передачи данных

Устройства синхронизации времени

Устройство синхронизации системного времени

Устройство сервисное из состава «комплекса

технических средств «Энергия+»

Методика поверки МП-312235-013-2017

Формуляр 13526821.4611.084.ЭД.ФО

Технорабочий проект 13526821.4611.084.Т1.01 П4

—

1 экз.

Поверка

осуществляетсяподокументуМП-312235-013-2017«Системаавтоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителя ПАО «КАМАЗ». Методика

поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 08.09.2017 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»;

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

цепей. Методика выполнения измерений»;

− счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.08 (Рег. № 27524-04) – в

соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к

руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с

руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

− счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 (Рег. № 27779-04) – в соответствии с

методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по

эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ

ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 ноября 2005 г.;

Лист № 15

Всего листов 16

− счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 (Рег. № 36697-08)

– в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к

руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с

руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

− УСПД СИКОН С70 (Рег. № 28822-05) – в соответствии с документом ВЛСТ

220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки»

утвержденным ВНИИМС в 2005 году.;

− Устройство синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-10) – в соответствии с

документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика

поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

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

Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

− 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): Рег. № 22129-09.

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

«Методикаизмеренийэлектрическойэнергиисиспользованиемсистемы

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителя ПАО «КАМАЗ»,

аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО

«РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителя ПАО «КАМАЗ»

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

Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)

ИНН 7706284124

Адрес: 105066, г. Москва, ул. Ольховская, д. 27, стр. 3

Телефон / факс: +7 (495) 926-99-00 / +7 (495) 280-04-50

Лист № 16

Всего листов 16

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Мичурина, д. 26

Телефон: +7 (351) 958-02-68

Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииА.В. Кулешов

М.п.« ___ » _______________ 2018 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
42687-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 220/20 кВ "Яшино"	Нет данных	ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва	4 года	Перейти
64883-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Астаховская	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
29479-05	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Бурейская ГЭС" АИИС КУЭ ОАО "Бурейская ГЭС"	Нет данных	ООО "Эльстер Метроника", г.Москва	4 года	Перейти
30905-05	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Димитровградский автоагрегатный завод"	Нет данных	ООО "Энергосбытовая компания "СОК", г.Москва	4 года	Перейти
63946-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Государственной компании "Автодор" Ростовская область	Нет данных	ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж	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