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) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Волховские городские электрические сети", ГТП "Ивангородские городские электрические сети", ГТП "Киришские городские электрические сети" Нет данных, ГРСИ 76137-19
Номер госреестра:
76137-19
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП "Волховские городские электрические сети", ГТП "Ивангородские городские электрические сети", ГТП "Киришские городские электрические сети"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 386
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 75061
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские
городские электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические
сети», ГТП «Киришские городские электрические сети»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«РКС-энерго» поГТП«Волховскиегородские
электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические сети», ГТП «Киришские
городские электрические сети» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений
активной и реактивной электроэнергии.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную
систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в
себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока
(ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии
(счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя
серверы ПАО «ТГК-1», ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие
места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств,
выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале
координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и
состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,
паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Лист № 2
Всего листов 12
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются
соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета
коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер ПАО «ТГК-1» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает
счетчики электроэнергии ИК №№ 1 – 6 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или
30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий.
Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает
счетчики электроэнергии ИК №№ 20 – 36 и считывает 30-минутные профили электроэнергии
или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий.
Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики
электроэнергии ИК №№ 7 – 19 и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-
минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные
данные записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ, серверы ПАО «Ленэнерго» и ПАО «ТГК-1»при помощи
программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации
(умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные
физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных
документов.
Измерительные данные с серверов ПАО «ТГК-1» и ПАО «Ленэнерго», не реже одного
раза в сутки поступают или считываются на сервер АИИС КУЭ, в том числе с использованием
отчетов в формате макетов электронного документооборота XML и/или «Пирамида».
Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в
АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения
единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ вхо-
дят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, сервера ПАО «ТГК-1», сервера ПАО
«Ленэнерго», сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется
NTP-сервер точного времени.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера происходит один раз в
час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера
АИИС КУЭ и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «ТГК-1» и NTP-сервера происходит один раз в
час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера
ПАО «ТГК-1» и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ленэнерго» и NTP-сервера происходит один
раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Лен-
энерго» и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 1 – 6 и сервера ПАО «ТГК-1» происходит
при обращении к счетчикам ИК №№ 1 – 6, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов
счетчиков ИК №№ 1 – 6 и сервера ПАО «ТГК-1» осуществляется при расхождении показаний
часов счетчиков ИК №№ 1 – 6 и сервера ПАО «ТГК-1» на величину более чем ±2 с.
Лист № 3
Всего листов 12
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 20 – 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» про-
исходит при обращении к счетчикам ИК №№ 20 – 36, не реже одного раза в сутки. Синхрони-
зация часов счетчиков ИК №№ 20 – 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» осуществляется при расхо-
ждении показаний часов счетчиков ИК №№ 20 – 36 и сервера ПАО «Ленэнерго» на величину
более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 7–19 и сервера АИИС КУЭ происходит
при обращении к счетчикам ИК №№ 7–19, не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов
счетчиков ИК №№ 7–19 и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний
часов счетчиков ИК №№7–19 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Серверы АИИС КУЭ, Сервер ПАО «Ленэнерго»
Наименование ПОПО «Пирамида 2000»
Идентификационное наименование ПО CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Идентификационное наименование ПО CalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
Идентификационное наименование ПО CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Идентификационное наименование ПО Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Идентификационное наименование ПО ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Идентификационное наименование ПО ParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Идентификационное наименование ПО ParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Идентификационное наименование ПО ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Идентификационное наименование ПО SynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Лист № 4
Всего листов 12
3
ПО
Продолжение таблицы 1
12
Идентификационное наименование ПО VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Сервер ПАО «ТГК-1»
Наименование ПОПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование ПО pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер)
1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены
в таблицах 2, 3, 4
№
ИК
кл.т. 0,5S
кт.т. 400/5
кл.т. 0,5S
кт.т. 400/5
кл.т. 0,5S
кт.т. 600/5
DW-4
кл.т. 0,5S
кт.т. 600/5
EGS
кл.т. 0,5
кт.н.
5
Состав ИК АИИС КУЭ
ТН Счетчик
ИВК
4 5
6
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
10000/√3/100/√3
A1805RALQ-P4GB-
Рег. № 52588-13
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
6
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Наименование
ИК
ТТ
12 3
Нарвская ГЭС
ТЛП-10
1(ГЭС-13), РУ-10
кВ, КЛ-10 кВ ф.3
Рег. № 30709-08
Нарвская ГЭС
ТЛП-10
2(ГЭС-13), РУ-10
кВ, К
Л
-10 кВ ф.7
Рег. № 30709-08
Нарвская ГЭС
ТЛП-10
3(ГЭС-13), РУ-10
кВ, КЛ-10 кВ ф.9
Рег. № 30709-08
Нарвская ГЭС
ТЛП-10
4(ГЭС-13), РУ-10
кВ, КЛ-10 кВ ф.10
Рег. № 30709-11
Волховская ГЭСТЛО-10
(ГЭС-6), РУ-10 кВ, кл.т. 0,5S
КЛ-10 кВ ф.Город- кт.т. 1000/5
1Рег. № 25433-11
Волховская ГЭС ТЛО-10
(ГЭС-6), РУ-10 кВ, кл.т. 0,5S
КЛ-10 кВ ф.Город- кт.т. 1000/5
2Рег. № 25433-11
кл.т. 0,5
кт.н.
DW-4
UGE 3-35
к
л.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
10000/√3/100/√3
A1805RALQ-P4GB-
Рег. № 25475-06
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № trial-11
Сервер ПАО «ТГК-1», сервер АИИС КУЭ
Лист № 5
Всего листов 12
BINOM339iU3.57I3.5
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 60113-15
BINOM339iU3.57I3.5
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 60113-15
BINOM339iU3.57I3.5
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 60113-15
ЗНОЛП-ЭК-10
кл.т. 0,2
кт.н.
10000/√3/100/√3
Рег. № 47583-11
BINOM339iU3.57I3.5
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 60113-15
-
ПСЧ-4ТМ.05М.04
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 831-69
ПСЧ-4ТМ.05М
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
Сервер АИИС КУЭ
ПСЧ-4ТМ.05М
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 831-69
ПСЧ-4ТМ.05М
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
Сервер АИИС КУЭ
4
5
6
яч.17
кл.т. 0,5S
яч.20
кл.т. 0,5S
яч.7
кл.т. 0,5S
яч.6
кл.т. 0,5S
кВ Т-1
кл.т. 0,5S
12
ПС 110 кВ ОКБ
ТЛО-10
13
14
15
16
17
Продолжение таблицы 2
123
РП-1 10 кВ, РУ-10
ТЛО-10
7кВ, 1с.ш. 10 кВ,
кт.
т
. 600
/
5
Рег. № 25433-11
РП-1 10 кВ, РУ-10
ТЛО-10
8кВ, 2с.ш. 10 кВ,
к
т
.
т
. 600/5
Рег. № 25433-11
РП-2 10 кВ, РУ-10
ТЛО-10
9кВ, 1с.ш. 10 кВ,
кт.
т
. 600
/
5
Рег. № 25433-11
РП-2 10 кВ, РУ-10
ТЛО-10
10 кВ, 2с.ш. 10 кВ,
к
т
.т. 600
/
5
Рег. № 25433-11
КТПН 10 кВ №100,
ТОП М-0,66 У3
11 РУ-0,4 кВ, ввод 0,4
кт.
т
. 400
/
5
Рег. № 59924-15
ТЛК-СТ
кл.т. 0,5S
кт.т. 600/5
Кириши (ПС-303),
Рег. № 58720-14
РУ-10 кВ, 1с.ш. 10
кВ, яч.0, ф.0
к
л
.т. 0,5S
кт.т. 600/5
Рег. № 25433-08
ПС 110 кВ ОКБТОЛ-10-I
Кириши (ПС-303),кл.т. 0,5S
РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кт.т. 800/5
кВ, яч.1, ф.1 Рег. № 15128-03
ПС 110 кВ ОКБ ТЛО-10
Кириши (ПС-303),кл.т. 0,5S
РУ-10 кВ, 1с.ш. 10 кт.т. 600/5
кВ, яч.1А, ф.1А Рег. № 25433-08
ПС 110 кВ ОКБ ТЛК-СТ
Кириши (ПС-303),кл.т. 0,5S
РУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кт.т. 300/5
кВ, яч.22, ф.22 Рег. № 58720-14
ПС 110 кВ ОКБ ТЛМ-10
Кириши (ПС-303), кл.т. 0,5
РУ-10 кВ, 2с.ш. 10кт.т. 600/5
кВ, яч.25, ф.25 Рег. № 2473-69
ПС 110 кВ ОКБ ТЛО-10
Кириши (ПС-303), кл.т. 0,5S
РУ-10 кВ, 2с.ш. 10кт.т. 600/5
кВ, яч.26, ф.26 Рег. № 25433-08
Лист № 6
Всего листов 12
ПСЧ-4ТМ.05М
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
НТМИ-10-66
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 831-69
ПСЧ-4ТМ.05М
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
Сервер АИИС КУЭ
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 150/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RAL-P4G-DW-
4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
НАМИТ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 16687-07
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ
4
5
6
18
19
3
ТЛО-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 600/5
Рег. № 25433-08
ТЛО-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 600/5
Рег. № 25433-08
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
Продолжение таблицы 2
12
ПС 110 кВ ОКБ
Кириши (ПС-303),
РУ-10 кВ, 2с.ш. 10
кВ, яч.27, ф.27
ПС 110 кВ ОКБ
Кириши (ПС-303),
РУ-10 кВ, 1с.ш. 10
кВ, яч.2А, ф.2А
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
20 КРУН-10 кВ, 1с.ш.
10 кВ, яч.08, ф.40-
06 (КФ-6)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
21 КРУН-10 кВ, 1с.ш.
10 кВ, яч.09, ф.40-
07 (КФ-7)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
22 КРУН-10 кВ, 1с.ш.
10 кВ, яч.11, ф.40-
09 (КФ-9)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
23 КРУН-10 кВ, 1с.ш.
10 кВ, яч.12, ф.40-
10 (КФ-10)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
24 КРУН-10 кВ, 1с.ш.
10 кВ, яч.13, ф.40-
11 (КФ-11)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
25 КРУН-10 кВ, 1с.ш.
10 кВ, яч.14, ф.40-
12 (КФ-12)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
26 КРУН-10 кВ, 1с.ш.
10 кВ, яч.15, ф.40-
13 (КФ-13)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
27 КРУН-10 кВ, 1с.ш.
10 кВ, яч.17, ф.40-
15 (КФ-15)
Лист № 7
Всего листов 12
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 100/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 200/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 600/5
Рег. № 32139-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ТОЛ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 300/5
Рег. № 32139-06
НАМИТ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 16687-07
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
Сервер ПАО «Ленэнерго», сервер АИИС КУЭ
3
4
5
6
Продолжение таблицы 2
12
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
28 КРУН-10 кВ, 2с.ш.
10 кВ, яч.21, ф.40-
19 (КФ-19)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
29 КРУН-10 кВ, 2с.ш.
10 кВ, яч.22, ф.40-
20 (КФ-20)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
30 КРУН-10 кВ, 2с.ш.
10 кВ, яч.23, ф.40-
21 (КФ-21)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
31 КРУН-10 кВ, 2с.ш.
10 кВ, яч.26, ф.40-
28 (КФ-28)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
32 КРУН-10 кВ, 2с.ш.
10 кВ, яч.27, ф.40-
29 (КФ-29)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
33 КРУН-10 кВ, 2с.ш.
10 кВ, яч.28, ф.40-
30 (КФ-30)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
34 КРУН-10 кВ, 2с.ш.
10 кВ, яч.29, ф.40-
31 (КФ-31)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
35 КРУН-10 кВ, 2с.ш.
10 кВ, яч.34, ф.40-
33 (КФ-33)
ПС 35 кВ ЦРП Ки-
риши (ПС-40),
36 КРУН-10 кВ, 2с.ш.
10 кВ, яч.35, ф.40-
34 (КФ-34)
Лист № 8
Всего листов 12
Продолжение таблицы 2
12345
6
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 3
метрологических характеристик.
2 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 неотъемлемая часть.
Номер ИК
cosφ
1 – 6, 12 – 15,
17 – 36
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
Счетчик - 0,5S
Номер ИКsinφ
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
ПределыдопускаемойотносительнойпогрешностиИКпри
измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения
АИИС КУЭ (
d
)
,
%
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
123 456
1,0
±2,4±1,6±1,5±1,5
0,9
±2,8±1,8±1,6±1,6
0,8
±3,2±2,1±1,8±1,8
0,7
±3,8±2,4±2,0±2,0
0,5
±5,6±3,3±2,6±2,6
1,0
±1,8±1,1±0,9±0,9
7 – 10
0,9
±2,3±1,3±1,1±1,1
ТТ - 0,5S; ТН - 0,2;
0,8
±2,9±1,6±1,2±1,2
Счетчик - 0,2S
0,7
±3,5±1,9±1,4±1,4
0,5
±5,3±2,8±2,0±2,0
1,0
±2,3±1,5±1,4±1,4
11
0,9
±2,7±1,7±1,5±1,5
ТТ - 0,5S;
0,8
±3,2±1,9±1,6±1,6
Счетчик - 0,5S
0,7
±3,7±2,2±1,7±1,7
0,5
±5,5±3,1±2,2±2,2
1,0
-±2,2±1,6±1,5
16
0,9
-±2,6±1,8±1,6
ТТ - 0,5; ТН - 0,5;
0,8
-±3,1±2,0±1,8
Счетчик - 0,5S
0,7
- ±3,8 ±2,3 ±2,0
0,5
- ±5,6 ±3,2 ±2,6
ПределыдопускаемойотносительнойпогрешностиИКпри
измерении реактивной электроэнергии врабочих условиях
применения АИИС КУЭ (
d
)
,
%
I
2 %
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
1 – 4, 20 – 25,0,44±12,3 ±4,9±3,6±3,2
27 – 36
0,6±10,3±3,8±2,7±2,6
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
0,71 ±9,5±3,4±2,4±2,4
Счетчик – 1,0
ГОСТ 26035-83
0,87±8,8±3,0±2,2±2,2
Лист № 9
Всего листов 12
Продолжение таблицы 3
123456
5, 6, 12 – 15, 0,44 ±6,6 ±4,9 ±4,1 ±4,1
17 – 19, 26
0,6±5,1±4,1±3,6±3,6
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5;
0,71±4,4±3,8±3,4±3,4
Счетчик – 1,0
7 – 10
ТТ - 0,5S; ТН - 0,2;
Счетчик - 0,5
ГОСТ Р 52425-2005
0,87 ±3,9 ±3,5 ±3,1 ±3,1
0,44 ±5,8 ±3,8 ±2,8 ±2,8
0,6±4,2±3,0±2,2±2,2
0,71±3,5±2,7±2,0±2,0
0,87±2,9±2,4±1,8±1,8
110,44±6,4±4,7±3,9±3,9
ТТ - 0,5S; 0,6±5,0±4,0±3,4±3,4
Счетчик – 1,0 0,71 ±4,4 ±3,7 ±3,2 ±3,2
ГОСТ Р 52425-2005
0,87 ±3,8 ±3,4 ±3,1 ±3,1
16 0,44 - ±7,2 ±4,7 ±4,1
ТТ - 0,5; ТН - 0,5; 0,6 - ±5,5 ±3,9 ±3,6
Счетчик – 1,0 0,71 - ±4,7 ±3,6 ±3,4
ГОСТ Р 52425-2005
0,87 - ±4,0 ±3,3 ±3,1
Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС
КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной по-
грешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +15 до +25
от 30 до 80
Значение
2
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Нормальные условия применения:
параметры сети:
напряжение, % от U
ном
ток, % от I
ном
частота, Гц
коэффициент мощности cos
j
температура окружающей среды, °С
относительная влажность воздуха при +25
°
С, %
Рабочие условия применения:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном для ИК №№ 1 – 15, 17 – 36
ток, % от Iном для ИК № 16
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды для счетчиков, °С
относительная влажность воздуха при +25
°
С, %
от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5
инд.
до 0,8
емк.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +50
от +5 до +35
от 75 до 98
Лист № 10
Всего листов 12
Продолжение таблицы 4
12
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики A1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее120000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее140000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
Счетчики BINOM339iU3.57I3.5:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее150000
Глубина хранения информации
Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее113,7
при отключении питания, лет, не менее 10
Счетчики A1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее172
при отключении питания, лет, не менее 10
Счетчики BINOM339iU3.57I3.5:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее340
при отключении питания, лет, не менее 10
Серверы:
хранение результатов измерений и информации состояний средств3,5
измерений, лет, не менее
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии.
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Лист № 11
Всего листов 12
BINOM339iU3.57I3.5
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначение
ТЛП-10
ТЛО-10
ТОП М-0,66 У3
Трансформатор токаТЛК-СТ
ТОЛ-10-I
ТЛМ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
EGS
UGE 3-35
Трансформатор напряженияЗНОЛП-ЭК-10
НТМИ-10-66
НАМИТ-10
A1805RALQ-P4GB-DW-4
Счетчики электрической энергии
A1805RAL-P4G-DW-4
многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05М.04
ПСЧ-4ТМ.05М
Сервер АИИС КУЭ-
Сервер ПАО «Ленэнерго» -
Сервер ПАО «ТГК-1» -
Методика поверкиРТ-МП-6085-500-2019
Паспорт-формуляр ЭССО.411711.АИИС.386 ПФ
Количество
12 шт.
31 шт.
3 шт.
3 шт.
2 шт.
2 шт.
51 шт.
6 шт.
6 шт.
12 шт.
2 шт.
2 шт.
22 шт.
1 шт.
4 шт.
1 шт.
8 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-6085-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские городские электрические сети», ГТП «Ивангородские
городские электрические сети», ГТП «Киришские городские электрические сети». Методика
поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 12.07.2019 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-06) – по методике поверки МП-2203-0042-2006,
утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
счетчиков Альфа А1800 (Рег. № 31857-11) – по методике поверки
ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ФБУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
счетчиковBINOM339iU3.57I3.5-пометодикеповеркиТЛАС.411152.002
ПМ утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» в 2015 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества
электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 39952-08;
приборкомбинированныйTesto622регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде 46656-11.
Лист № 12
Всего листов 12
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 (методы) измерений количества электрической энергии с
использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП «Волховские городские
электрические сети», ГТП «Ивангородские городские электрические сети», ГТП «Киришские
городские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений
№ 0009/2019-01.00324-2011от 20.06.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоСнабСтройСервис»
(ООО «ЭССС»)
ИНН 7706292301
Адрес: 121500, г. Москва, Дорога МКАД 60 км, д.4А, офис 204
Телефон: +7 (4922) 47-09-37, 47-09-36, 47-09-34
Факс: +7 (4922) 47-09-37
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации,метрологииииспытаний в г.Москвеи Московскойобласти»
(ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д. 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00, +7 (499) 129-19-11
Факс: +7 (499) 124-99-96
E-mail:
Регистрационный номер RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных лиц в области
обеспечения единства измерений Росаккредитации.
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 |
| 77864-20 | Система измерения количества нефтепродуктов на АНП-1 ЛПДС "Володарская" | ООО "Символ-Дизайн", г.Москва | 1 год | Перейти | |
| 52320-12 | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа с ДНС-24 Самотлорского месторождения ОАО "ТНК-Нижневартовск" на ООО "Белозерный газоперерабатывающий комплекс" | Нет данных | Дочернее ЗАО "Обьэнергосбережение", г.Нижневартовск | 4 года | Перейти |
| 71939-18 | Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ "Грековская" ЦПНГ-5 | Нет данных | АО "Самаранефтегаз", г.Самара | 3 года | Перейти |
| 34504-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ООО "Балтнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Великие Луки" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 27140-04 | Система контроля и учета электроэнергии автоматизированная | АСКУЭ СТЭЦ | ОАО "Энергоучет", г.Оренбург | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений