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) филиала "Азот" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в г. Березники , ГРСИ 79036-20
Номер госреестра:
79036-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Азот" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в г. Березники
Обозначение типа:
Производитель:
АО "РЭС Групп", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 749
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 78113
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Азот» АО «ОХК «УРАЛХИМ»
в г. Березники
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Азот» АО «ОХК «УРАЛХИМ» в г. Березники (далее –
АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора,
обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие в
себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН), счетчики
активной и реактивной электроэнергии (далее – счетчики), вторичные измерительные цепи и
техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее –
ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных контроллеры сетевые
индустриальные СИКОН С70 (далее – УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в
себя сервер баз данных (далее – БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее –
АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее – УСВ), программное обеспечение
(далее – ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру и АРМ субъекта оптового
рынка электрической энергии и мощности (далее – ОРЭМ).
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
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где выполняется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных
данных по каналам связи на сервер БД, а также отображение информации по подключенным к
УСПД устройствам.
Лист № 2
Всего листов 11
Наверхнем–третьемуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации
и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по
каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате
XML на АРМ субъекта ОРЭМ.
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в
сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу
TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС»
РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая
охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы
точноговремениотнавигационныхсистемГЛОНАСС/GPS.УСВобеспечивает
автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при
расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает
автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении
часов УСПД и времени сервера БД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится
при расхождении часов счетчиков и времени УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты,
секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, 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 «Пирамида 2000», в состав которого входят модули,
указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения
и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными
средствами ПО «Пирамида 2000».
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификацион-
ный номер) ПО
Цифровой
идентификатор ПО
не ниже 1.0.0.0
E55712D0B1B219065D
63DA949114DAE4
Модуль расчета небаланса
энергии/мощности
CalcLeakage.dll
не ниже 1.0.0.0
B1959FF70BE1EB17C8
3F7B0F6D4A132F
Модуль вычисления значений
энергии потерь в линиях и
трансформаторах
CalcLosses.dll
не ниже 1.0.0.0
D79874D10FC2B156A0
FDC27E1CA480AC
MD5
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора ПО
1
2
3
4
Модуль вычисления значений
энергии и мощности по группам
trial учета CalcClients.dll
Лист № 3
Всего листов 11
Общий модуль, содержащий
функции, используемые при
вычислениях различных значений
и проверке точности вычислений
Metrology.dll
не ниже 1.0.0.0
52E28D7B608799BB3C
CEA41B548D2C83
Модуль обработки значений
физических величин,
передаваемых в бинарном
протоколе
ParseBin.dll
не ниже 1.0.0.0
6F557F885B737261328
CD77805BD1BA7
Модуль обработки значений
физических величин,
передаваемых по протоколам
семейства МЭК
ParseIEC.dll
не ниже 1.0.0.0
48E73A9283D1E66494
521F63D00B0D9F
Модуль обработки значений
физических величин,
передаваемых по протоколу
Modbus
ParseModbus.dll
не ниже 1.0.0.0
Модуль обработки значений
физических величин,
передаваемых по протоколу
Пирамида
ParsePiramida.dll
не ниже 1.0.0.0
ECF532935CA1A3FD3
215049AF1FD979F
Модуль формирования расчетных
схем и контроля целостности
данных нормативно-справочной
информации
SynchroNSI.dll
не ниже 1.0.0.0
530D9B0126F7CDC23E
CD814C4EB7CA09
Модуль расчета величины
рассинхронизации и значений
коррекции времени
VerifyTime.dll
не ниже 1.0.0.0
1EA5429B261FB0E288
4F5B356A1D1E75
Продолжение таблицы 1
1
2
34
C391D64271ACF4055BMD5
B2A4D3FE1F8F48
ПО «Пирамида 2000» 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 ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Измерительные компоненты
Метрологические
характеристики ИК
Номер ИК
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСПД/
УСВ
Вид
электро-
энергии
Основная
погреш-
ность, %
Погреш-
ность в
рабочих
условиях,
%
ТПЛ-10-М У2
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 22192-07
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,9
ТПЛ-10-М У2
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 22192-07
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
/
УСВ-2
Рег. № 41681-10
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,9
ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 3000/5
Рег. № 1423-60
ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,9
ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 3000/5
Рег. № 1423-60
ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
/
УСВ-2
Рег. № 41681-10
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,9
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
12
3
4
5
6
7
8
9
ПС-19 6 кВ, РУ-6 кВ,
11 с.ш. 6 кВ, яч.9,
КЛ-6 кВ
ПС-19 6 кВ, РУ-6 кВ,
22 с.ш. 6 кВ, яч.21,
КЛ-6 кВ
Березниковская ТЭЦ-4,
3РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-5,
Начало ШМ №1 6 кВ
Березниковская ТЭЦ-4,
4РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-4,
Начало ШМ №2 6 кВ
Лист № 5
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 1276-59
ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ТПЛ-10-М У2
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 22192-07
ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 1276-59
ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ТПЛ-10-М У2
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 22192-07
ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ТПОЛ 10
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 1261-02
ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
/
УСВ-2
Рег. № 41681-10
ТПОЛ 10
Кл. т. 0,5
Ктт 1000/5
Рег. № 1261-02
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
/
УСВ-2
Рег. № 41681-10
12
3
4
5
6
789
ПС-ПВХ 6 кВ,
5ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,
яч.5
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
ПС-ПВХ 6 кВ,
6ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ,
яч.6
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
ПС-ПВХ 6 кВ,
7ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ,
яч.21
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
ПС-ПВХ 6 кВ,
8ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ,
яч.32
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
ПС-ПВХ 6 кВ,
9ЗРУ-6 кВ, 5 с.ш. 6 кВ,
яч.44
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
ПС-41 6 кВ,
10ЗРУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, яч.11
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
Лист № 6
Всего листов 11
11
ПС-80 6 кВ, ЗРУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, яч.2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
12
ПС 110 кВ ПС-30,
ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Р-1
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
13
ПС 110 кВ ПС-30,
ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Р-2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
14
ПС 110 кВ ПС-30,
ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Р-3
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
15
ПС 110 кВ ПС-30,
ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Р-4
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
Продолжение таблицы 2
123456789
ТПОЛ 10
Кл. т. 0,5
Ктт 800/5
Рег. № 1261-02
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
ТШВ15
Кл. т. 0,5
Ктт 6000/5
Рег. № 5718-76
ТШВ15
Кл. т. 0,5
Ктт 6000/5
Рег. № 5718-76
ТШВ15
Кл. т. 0,5
Ктт 6000/5
Рег. № 5718-76
ТШВ15
Кл. т. 0,5
Ктт 6000/5
Рег. № 5718-76
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
/
УСВ-2
Рег. № 41681-10
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с±5
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
= 0,8 инд I=0,05·I
ном
и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков
электроэнергии для ИК №№ 1-15 от минус 10 до плюс 40 °C.
4. Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов
напряжения, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. 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.
6. Допускается замена СИКОН С70, УСВ-2 на аналогичные, утвержденных типов.
7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно
с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Лист № 7
Всего листов 11
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
.
от 49,5 до 50,5
от -5 до +35
от -40 до +60
от -10 до +50
Значение
2
15
от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
от +10 до +30
220000
140000
2
70000
2
35000
2
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
- температура окружающей среды,
о
С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура:
- температура окружающей среды в месте расположения ТТ
и ТН,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
счетчиков,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
УСПД, УСВ
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики электроэнергии:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для счетчика СЭТ-4ТM.03M (рег. № 36697-17)
для счетчика СЭТ-4ТM.03M (рег. № 36697-08)
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСВ
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
70000
1
Лист № 8
Всего листов 11
Продолжение таблицы 3
12
Глубина хранения информации
Счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее113
- при отключении питания, лет, не менее 40
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, сутки, не менее45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее5
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
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 ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
– счетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Лист № 9
Всего листов 11
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) филиала «Азот» АО «ОХК «УРАЛХИМ» в г. Березники 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.
Наименование
Тип (обозначение)
СЭТ-4ТМ.03М
11
СЭТ-4ТМ.03М
4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
2
ТПЛ-10-М У2
ТПШЛ-10
ТПЛ-10
ТПОЛ 10
ТШВ15
НТМИ-6-66
ЗНОЛ.06-6У3
Количество,
шт./экз.
3
8
4
4
6
8
8
21
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
Устройство синхронизации времени
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
СИКОН С70
УСВ-2
«Пирамида 2000»
МП СМО-3004-2020
РЭСС.411711.АИИС.749 ПФ
4
1
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМПСМО-3004-2020«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала
«Азот» АО «ОХК «УРАЛХИМ» в г. Березники. Методика поверки», утвержденному АО «РЭС
Групп» 06.05.2020 г.
Основные средства поверки:
-ТТ – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика
поверки»;
-ТН – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения.
Методика поверки»;
-счетчиков СЭТ-4ТM.03M (рег. № 36697-17) – по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1
«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.
Руководство по эксплуатации». Часть 2. «Методика поверки», утвержденному ФБУ
«Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
Лист № 10
Всего листов 11
-счетчиков СЭТ-4ТM.03M (рег. № 36697-08) – в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1,являющейсяприложениемкруководствупоэксплуатации
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 «Контроллеры
сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным
ВНИИМС в 2005 г.;
-устройства синхронизации времени УСВ-2 (рег. № 41681-10) – в соответсвии с
документом«УстройствасинхронизациивремениУСВ-2.МетодикаповеркиВЛСТ
237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
- термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный ждикостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 257-49.
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) филиала «Азот» АО «ОХК «УРАЛХИМ» в г. Березники,
аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.311260 от
17.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
филиала «Азот» АО «ОХК «УРАЛХИМ» в г. Березники
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
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail:
Лист № 11
Всего листов 11
Испытательный центр
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail:
Аттестат об аккредитации АО «РЭС Групп» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312736 от 17.07.2019 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 59473-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Великорецкая" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 73159-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Виноградово" Московской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Московской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 71838-18 | Система измерений количества нефтепродуктов на причальных трубопроводах №№ К-1/4, А-9/1, Д-12, А-13 Хабаровской нефтебазы АО "ННК-Хабаровскнефтепродукт" | Нет данных | ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 31639-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Вологдаэнерго" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 33129-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Низовская" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 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