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 ОАО "Сетевая компания" АЭС Нет данных, ГРСИ 74144-19
Номер госреестра:
74144-19
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" АЭС
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Филиал ОАО "Сетевая компания" Альметьевские электрические сети, г.Альметьевск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 359110.05.2018
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 72975
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС (далее – АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора,
обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации
заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную измерительную систему сцентрализованным управлениеми
распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики),
вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень –устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа СИКОН С70, ARIS-28xx
и каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных, сервер баз данных (БД), устройства
синхронизации системного времени (УССВ), программного обеспечения (ПО) «Пирамида» и
автоматизированные рабочие места (АРМы).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей
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 значения активной, реактивной и полной мощности, которые
усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика (без учета
коэффициента трансформации) - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по
времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно,
вычисляемая для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы
УСПД, где осуществляется накопление и хранение измерительной информации, умножение на
коэффициенты трансформации ТТ и ТН и передача накопленных данных по выбранному ИВК
каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется прием и хранение поступающей
информации,оформление справочныхи отчетныхдокументов,передачаполученной
информации заинтересованным организациям.
Передача информации от серверов АИИС КУЭ в программно-аппаратные комплексы
потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном
рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020
в соответствии с регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), на основе
GPS/ГЛОНАСС-приемникасигналовточноговременитипаУСВ-2ивстроенного
GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени в УСПД.
Лист № 2
Всего листов 10
Сравнение времени сервера сбора данных ИВК с таймером приемника УСВ-2
осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров
приемника УСВ-2 и сервера сбора данных ИВК на величину более ±1 с. Синхронизация
времени сервера сбора данных ИВК и сервера баз данных ИВК осуществляется по протоколу
NTP с периодичностью 1 час, синхронизация производится при расхождении времени на
величину более ±1 с.
Для ИК 1-26 встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник сигналов точного времени УСПД в
автоматическом режиме синхронизирует время УСПД.
Для ИК 27, 28 сравнение времени таймера УСПД с временем сервера сбора и БД
осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов
УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с соответствующим УССВ на
величину более ±1 с.
Сличение времени таймеров счетчиков с временем таймера УСПД осуществляется один
раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при расхождении времени ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции
времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции
времени, на которую было скорректировано устройство.
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, что
соответствует уровню – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая
часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Значение
CalcClients.dll
1.0.0.0
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
CalcLeakage.dll
1.0.0.0
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
CalcLosses.dll
1.0.0.0
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Metrology.dll
1.0.0.0
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
ParseBin.dll
1.0.0.0
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
ParseIEC.dll
1.0.0.0
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Лист № 3
Всего листов 10
ТТ
ТН
Счетчик
УСПД
ТЛК-10 КТ0.5
Ктт=1500/5
Рег.№9143-06
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-17
ARIS-28xx
Рег.№67864-
17
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28xx
Рег.№67864-
17
ТПОФ КТ0.5
Ктт=750/5
Рег.№518-50
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28xx
Рег.№67864-
17
ТПОФ КТ0.5
Ктт=750/5
Рег.№518-50
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28xx
Рег.№67864-
17
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28xx
Рег.№67864-
17
НАМИ КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№60002-15
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
Продолжение таблицы 1
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм расчета цифрового идентификатора
ParseModbus.dll
1.0.0.0
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
ParsePiramida.dll
1.0.0.0
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
SynchroNSI.dll
1.0.0.0
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
VerifyTime.dll
1.0.0.0
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
MD5
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2-4.
ИК
Таблица 2 – Состав ИК
Наименование
ИК,
Номер
диспетчерское
наименование
присоединения
12
3
5
6
ПС 110 кВ
1Ростовка, Ввод
6 кВ №1
ПС 110 кВ
2Ростовка, Ввод
6 кВ №2
ТПОЛ-10
КТ0.5
Ктт=1500/5
Рег.№1261-59
ПС 35 кВ
3Чатры, Ввод 6
кВ №1
ПС 35 кВ
4Чатры, Ввод 6
кВ №2
ПС 35 кВ
5Чатры, ВЛ 6 кВ
ф.09
4
НАМИ-10 У2
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№51198-12
НАМИ-10 У2
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№51198-12
НАМИ-10-
95УХЛ2 КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№20186-05
НАМИ-10-
95УХЛ2 КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№20186-05
НАМИ-10-
95УХЛ2 КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№20186-05
ПС 110 кВ
6Яшлоу, Ввод 6
кВ №1
ТПЛ-10-М
КТ0.5
Ктт=150/5
Рег.№22192-07
ТОЛ 10-1
КТ0.5
Ктт=1000/5
Рег.№15128-96
Лист № 4
Всего листов 10
НАМИ КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№60002-15
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28xx
Рег.№67864-
17
ТЛМ-10 КТ0.5
Ктт=1000/5
Рег.№2473-05
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28xx
Рег.№67864-
17
НТМИ-6 КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№831-53
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
НТМИ-6 КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№831-53
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
ТЛК-СТ КТ0.5
Ктт=200/5
Рег.№58720-14
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
ТПЛ-10 КТ0.5
Ктт=300/5
Рег.№1276-59
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
ТЛМ-10 КТ0.5
Ктт=1000/5
Рег.№2473-69
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
ТЛМ-10 КТ0.5
Ктт=1000/5
Рег.№2473-69
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
ТЛМ-10 КТ0.5
Ктт=150/5
Рег.№2473-69
СЭТ-4ТМ.03М
КТ0.2s/0.5
Рег.№36697-12
ARIS-28хх
Рег.№67864-
17
Продолжение таблицы 2
ПС 110 кВ
7Яшлоу, Ввод 6
кВ №2
ПС 110 кВ
8З.Елга, Ввод 6
кВ №1
ТОЛ 10-1
КТ0.5
Ктт=1000/5
Рег.№trial-96
ТОЛ 10-1
КТ0.5
Ктт=1000/5
Рег.№15128-96
ПС 110 кВ
9З.Елга, Ввод 6
кВ №2
НАМИТ-10
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№16687-13
НАМИТ-10
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№16687-13
ПС 110 кВ
10Митрофановка,
Ввод 6 кВ №1
ПС 110 кВ
11Митрофановка,
Ввод 6 кВ №2
ПС 110 кВ
12Якеево, Ввод 6
кВ №1
ПС 110 кВ
13Якеево, Ввод 6
кВ №2
ТПЛ-10-М
КТ0.2s
Ктт=600/5
Рег.№22192-07
ТПЛ-10-М
КТ0.2s
Ктт=600/5
Рег.№22192-07
ТПОЛ-10
КТ0.5
Ктт=1500/5
Рег.№1261-59
ТПОЛ-10
КТ0.5
Ктт=1500/5
Рег.№1261-59
ПС 110 кВ
14Якеево, ВЛ 6
кВ ф.05
ПС 110 кВ
15Якеево, ВЛ 6
кВ ф.24
ПС 110 кВ
16Карамалы,
Ввод 6 кВ №1
ПС 110 кВ
17Карамалы,
Ввод 6 кВ №2
ПС 110 кВ
18Карамалы, ВЛ
6 кВ ф.07
НАМИТ-10
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№16687-13
НАМИТ-10
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№16687-07
НАМИТ-10
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№16687-13
НАМИТ-10
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№16687-07
НТМИ-6-66
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№2611-70
НТМИ-6-66
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№2611-70
НТМИ-6-66
КТ0.5
Ктн=6000/100
Рег.№2611-70
Лист № 5
Всего листов 10
КТ0.5
Ктн=6000/100
КТ0.5
Ктт=150/5
КТ0.5
Ктн=10000/100
КТ0.5
Ктт=200/5
КТ0.2
Ктн=10000/100
кВ ф.08
Ктт=200/5
КТ0.2
Рег.№51198-12
КТ0.5s/1.0
Продолжение таблицы 2
ПС 110 кВТЛМ-10 КТ0.5
НТМИ-6-66
СЭТ-4ТМ.03МARIS-28хх
19Карамалы, ВЛ Ктт=100/5 КТ0.2s/0.5 Рег.№67864-
6 кВ ф.13Рег.№2473-69
Рег.№2611-70
Рег.№36697-0817
ПС 35 кВТПОФ КТ0.5НТМИ-6 КТ0.5СЭТ-4ТМ.03МARIS-28хх
20Якшибай, Ввод Ктт=750/5 Ктн=6000/100 КТ0.2s/0.5 Рег.№67864-
6 кВ №1Рег.№518-50Рег.№831-53Рег.№36697-1217
ПС 35 кВТПОФ КТ0.5НАМИ-10 КТ0.2СЭТ-4ТМ.03МARIS-28хх
21Якшибай, Ввод Ктт=750/5 Ктн=6000/100 КТ0.2s/0.5 Рег.№67864-
6 кВ №2Рег.№518-50Рег.№11094-87Рег.№36697-1217
ПС 35 кВ
ТПЛ-10-М
НТМИ-6 КТ0.5СЭТ-4ТМ.03МARIS-28хх
22Якшибай, ВЛ 6 Ктн=6000/100 КТ0.2s/0.5 Рег.№67864-
кВ ф.05
Рег.№22192-07
Рег.№831-53Рег.№36697-1217
ПС 35 кВТЛК-10 КТ0.5
НАМИТ-10
Меркурий 234ARIS-28xx
23Победа, ВЛ 10 Ктт=200/5 КТ0.5s/1.0 Рег.№67864-
кВ ф.01Рег.№9143-06
Рег.№16687-13
Рег.№48266-1117
ПС 35 кВ
ТПЛ-10-МНАМИ-10 У2
Меркурий 234ARIS-28xx
24Победа, ВЛ 10 КТ0.5s/1.0 Рег.№67864-
кВ ф.04
Рег.№22192-07Рег.№51198-12
Рег.№48266-1117
ПС 35 кВТЛК-10 КТ0.5
НАМИ-10 У2
Меркурий 234ARIS-28xx
25Победа, ВЛ 10
Рег.№9143-06
Ктн=10000/100
Рег.№48266-11
Рег.№67864-
17
ПС 35 кВ
Ктт=150/5
НАМИ-10-
Ктн=6000/100
КТ0.5s/1.0
ARIS-28xx
35 кВ 22 - 25
IV КТ0.5
Ктт=300/5
УХЛ1 КТ0.5
Рег.№19813-05
КТ0.2s/0.5
05
IV КТ0.5УХЛ1 КТ0.5
Ктт=200/5Ктн=35000/100
26Чалпы, ВЛ 6 кВ
ТВК-10 КТ0.5
95УХЛ2
К
Т0.5
Меркурий 230
Рег.№67864-
ф.12Рег.№8913-82
Рег.№20186-00
Рег.№23345-07 17
ПС 35
к
В
ТОЛ-СЭЩ-35-НАМИ-35
СЭТ-4ТМ.03МСИ
К
ОН С70
27Биш
м
унча,
ВЛ
Рег.№47124
-
11
Ктн=35000/100
Рег.№36697-12
Рег.№28822-
ПС 35 кВ
ТОЛ-СЭЩ-35-НАМИ-35
СЭТ-4ТМ.03МСИКОН С70
28Бикасаз, ВЛ 35 КТ0.2s/0.5Рег.№28822-
кВ 43 - 45
Рег.№47124-11Рег.№19813-09
Рег.№36697-1205
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при
условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в
таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая
часть.
4 КТ – класс точности, Ктт (Ктн) – коэффициент трансформации трансформатора тока
(напряжения).
Лист № 6
Всего листов 10
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
140000
2
70000
24
35000
2
Вид
электроэнергии
21.
10, 11.
23, 26.
24, 25.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Метрологические характеристики
Номер ИК Границы основной Границы погрешности в
погрешности (δ), % рабочих условиях (δ), %
1234
Активная ±0,9 ±3,1
реактивная ±2,5 ±4,6
Активная ±0,8 ±1,6
реактивная ±1,8 ±2,3
1-9, 12-20, 22, 27, Активная ±1,1 ±3,2
28. реактивная ±2,8 ±4,7
Активная ±1,2 ±3,5
реактивная ±3 ±4,9
Активная ±1 ±3,5
реактивная ±2,6 ±4,9
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии
(получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р=0,95.
Значение
28
от 98 до 102
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25
от -40 до +60
от -10 до +40
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
‒напряжение, % от U
ном
‒ток, % от I
ном
‒ коэффициент мощности, cosφ
‒частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
‒напряжение, % от Uном
‒ток, % от Iном
‒ коэффициент мощности, cosφ
‒частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения
счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики:
‒среднее время наработки на отказ, ч, не менее
‒среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
‒среднее время наработки на отказ, ч, не менее
‒среднее время восстановления работоспособности, ч
УССВ:
‒среднее время наработки на отказ, ч, не менее
‒среднее время восстановления работоспособности, ч
Лист № 7
Всего листов 10
сервер:
‒среднее время наработки на отказ, ч, не менее70000
‒среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации:
счетчики:
‒тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее85
‒при отключении питания, лет, не менее10
УСПД:
‒суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной
за месяц по каждому каналу, сут, не менее45
‒при отключении питания, лет, не менее5
сервер:
‒хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее 3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с ±5
Надежность системных решений:
-резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
-в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
-журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
-механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне;
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Лист № 8
Всего листов 10
Наименование
Обозначение
ТПЛ-10
2
НАМИ
2
НАМИ-10-95УХЛ2
1
СЭТ-4ТМ.03М
1
СЭТ-4ТМ.03М
1
СЭТ-4ТМ.03М
22
Меркурий 234
3
Меркурий 230
1
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
ТПОЛ-10
Количество,
шт.
9
ТОЛ 10-1
ТПЛ-10-М
ТЛМ-10
ТЛМ-10
ТОЛ-СЭЩ-35-IV
ТПОФ
ТЛК-СТ
ТВК-10
ТЛК-10
НТМИ-6
6
12
2
9
4
8
2
2
6
3
НАМИ-10 У2
НТМИ-6-66
НАМИ-10-95УХЛ2
3
2
2
НАМИ-35 УХЛ1
НАМИ-35 УХЛ1
НАМИТ-10
НАМИТ-10
НАМИ-10
1
1
4
1
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока проходные с литой
изоляцией
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения антирезонансные
трехфазные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения антирезонансные
трехфазные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии статические
трехфазные
Счетчики электрической энергии трехфазные
статические
Контроллеры сетевые индустриальные
Контроллеры многофункциональные
Устройства синхронизации времени
Комплексы информационно-вычислительные
Программное обеспечение
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
СИКОН С70
ARIS-28xx
УСВ-2
ИКМ-Пирамида
Пирамида 2000
МП.359110.05.2018
ПФ.359110.05.2018
РЭ.359110.05.2018
2
10
1
2
1
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП.359110.05.2018«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания»
АЭС. Методика поверки», утверждённому ФБУ «ЦСМ Татарстан» «31» августа 2018 г.
Лист № 9
Всего листов 10
Основные средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
-
ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
-
ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
-
СчетчикиСЭТ-4ТМ.03МподокументуИЛГШ.411152.145РЭ1«Счетчики
электрическойэнергиимногофункциональные,СЭТ-4ТМ.03М.Приложение. Методика
поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
-
СчетчикиМеркурий230подокументуАВЛГ.411152.021РЭ1«Счетчики
электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230. Приложение Г. Методика
поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
-
СчетчикиМеркурий234подокументуАВЛГ.411152.033РЭ1«Счетчики
электрической энергии трехфазные статические Меркурий 234. Приложение Г. Методика
поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
-
УСПД по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные
СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2005 г.;
-
Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx по документу ПБКМ.424359.016МП
«Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx. Методика поверки», утвержденным ООО
«ИЦРМ» 21.04.2017 г.;
-
ИКМ-Пирамида по документу ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы информационно-
вычислительные «ИКМ -Пирамида». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в
2010 г.;
-
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде № 27008-04.
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 документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» АЭС.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая
компания» АЭС
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
Изготовитель
Филиал ОАО «Сетевая компания» Альметьевские электрические сети
(Филиал ОАО «Сетевая компания» АЭС)
ИНН 1655049111
Адрес: 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Шевченко, 13
Телефон (факс): (8553) 30-36-59, (8553) 45-71-10
Лист № 10
Всего листов 10
Испытательный центр
ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в
Республике Татарстан» (ФБУ «ЦСМ Татарстан»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д.24
Телефон (факс): (843) 291-08-33
Е-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «ЦСМ Татарстан» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310659 от 13.05.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 59827-15 | Система измерения количества газа №368 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения | Нет данных | ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень | 2 года | Перейти |
| 56624-14 | Источники питания программируемые модульные | NI PXIe-4112, NI PXIe-4113 | Компания "National Instruments Corporation", Венгрия | 2 года | Перейти |
| 73652-18 | Термопреобразователи сопротивления платиновые | Pt-111 | Компания "Lake Shore Cryotronics, Inc.", США | 5 лет | Перейти |
| 83518-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Русская аграрная группа") | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "Альфа-Энерго" (ООО "Альфа- Энерго"), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 25205-03 | Установки для поверки трансформаторов тока | УПТТ-1 | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 5 лет | 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