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 АО "Стройсервис" (третья очередь) , ГРСИ 79441-20
Номер госреестра:
79441-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Стройсервис" (третья очередь)
Обозначение типа:
Производитель:
Акционерное общество "Сибэнергоконтроль" (АО "Сибэнергоконтроль"), г. Кемерово
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
16
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «22» октября 2020 г. № 1737
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АО «Стройсервис» (третья очередь)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АО «Стройсервис» (третья очередь) (далее по тексту – АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной и
переданнойзаустановленныеинтервалывременитехнологическимиобъектамиАО
«Стройсервис» (третья очередь), сбора, хранения, формирования отчетных документов и
передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно-измерительные 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую
аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер базы данных (БД), программное обеспечение (ПО) «Энергосфера», автоматизированное
рабочее место энергетика (АРМ энергетика), каналообразующую аппаратуру и технические
средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к
информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя активная
электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений
мощности на интервале времени усреднения 30 мин. 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 минут.
2
Для измерительных каналов (ИК) №№ 13 – 16 по запросу или в автоматическом режиме
(каждые 30 мин.) цифровой сигнал со счетчика по линиям связи поступает на УСПД, где
собранная информация консолидируется и по автоматическим запросам передается на сервер
АИИС КУЭ уровня ИВК (не менее 1 раза в сутки). Для остальных ИК каждые 30 минут сервер
АИИС КУЭ уровня ИВК проводит опрос счётчиков. Полученная информация от счетчиков и
УСПД записывается в память сервера БД, где осуществляется вычисление электроэнергии с
учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее
накопление и оформление справочных и отчетных документов.
Уровень ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по
протоколу TCP/IP отчеты в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1
«Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов
измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения
статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической
энергии и мощности. Отчеты отправляются на АРМ энергосбытовой организации - субъекта
оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка отправляет с
использованиемэлектроннойподписи (ЭП)данныеотчетывформатеXML повыделенномуканалу
связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС», филиалы АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным
субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.
Передача документов с результатами измерений, данными о состоянии средств и
объектов измерений в виде xml-файлов формата 80020 производится по электронной почте
потребителям информации до 12 часов по времени ценовой зоны, рабочего дня, следующего за
операционными сутками.
Результаты измерений передаются в целых кВт·ч (квар·ч). При этом необходимо
использовать следующие правила округления – дробный результат измерений на интервале
измерений округляется до целых кВт·ч (квар·ч) по алгебраическим правилам округления. Если
десятичная часть больше или равна 5, то результат округляется в большую сторону, если меньше
– то в меньшую. При этом разница между не округленным значением и округленным
прибавляется к результату измерений на следующем интервале с сохранением знака. Если
применяется алгоритм приведения точек измерений к точкам поставки, то округление
необходимо производить после применения этого алгоритма.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в
себя часы УСПД, сервера и счетчиков электрической энергии. СОЕВ предусматривает
поддержание единого времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). Для
синхронизации времени по ИК №№ 13-16 и компьютера сервера БД используется УСПД
ЭКОМ-3000. Синхронизация времени счетчиков по ИК № 15 и № 16 выполняется по
внутреннему времени УСПД ЭКОМ-3000, установленного на энергообъекте ПС 35/6 кВ
«Октябрьская». Синхронизация времени счетчиков по ИК № 13, № 14 и компьютера сервера БД
выполняется по внутреннему времени УСПД ЭКОМ-3000, установленного на энергообъекте ПС
110/6 кВ «Убинская». Синхронизация внутреннего времени УСПД ЭКОМ-3000 осуществляется
от встроенного источника точного времени ГЛОНАСС/GPS. Коррекция внутреннего времени
УСПД ЭКОМ-3000 по источнику точного времени с использованием PPS сигнала происходит
при расхождении ±0,001 с. УСПД автоматически осуществляет коррекцию времени счетчиков.
Сличение времени счетчиков со временем УСПД ЭКОМ-3000 выполняется один раз в сутки,
корректировка времени происходит при расхождении времени счетчиков и УСПД ± 1 с.
Коррекция часов сервера БД осуществляется при расхождении часов компьютера сервера БД и
внутреннего времени УСПД ЭКОМ-3000 более чем на ±1 с. Синхронизация времени счетчиков
по ИК №№ 1-12 происходит от компьютера сервера БД. Сравнение времени часов счетчиков с
временем сервера БДпроисходит в каждом сеансе связи счетчика и ИВК, коррекция
производится не чаще одного раза в сутки (свойство применяемого счетчика) при расхождении
часов на значение, превышающее ±2 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Журналы событий счетчиков и сервера БД отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
3
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО ПК
«Энергосфера» 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 Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные
метрологически значимой части ПО ПК «Энергосфера» представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Наименование ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер ПО)
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
ПК «Энергосфера»
pso_metr.dll
1.1.1.1
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
MD5
Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в
таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 – Состав ИК
Номер и
наименование ИКТТ
Состав измерительного канала
ТНСчётчикУСПД ИВК
1
2
4
567
1
ПС 35/6 кВ
«Романовская»,
ОРУ-35 кВ,
Ввод № 1 35 кВ
НАМИ-35 УХЛ1
КТ 0,5
Ктн 35000/100
рег. № 19813-05
СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0-
рег. № 27524-04
HP ProLiant DL160
2
ПС 35/6 кВ
«Романовская»,
ОРУ-35 кВ,
Ввод № 2 35 кВ
СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0-
рег. № 27524-04
3
ПС 110/6 кВ
«Гусинская»,
ОРУ-110 кВ,
Ввод № 1 110 кВ
СЭТ-4ТМ.03М.
01 КТ 0,5S/1,0-
рег. № 36697-12
4
ПС 110/6 кВ
«Гусинская»,
ОРУ-110 кВ,
Ввод № 2 110 кВ
СЭТ-4ТМ.03М.
01 КТ 0,5S/1,0-
рег. № 36697-12
5
ПС 35/6 кВ
«Калачевская»,
ЗРУ-6 кВ,
2 с.ш. 6 кВ, яч. 2
СЭТ-4ТМ.02М.
03 КТ 0,5S/1,0-
рег. № 36697-12
6
ПС 35/6 кВ
«Калачевская»,
ЗРУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, яч. 19
СЭТ-4ТМ.02М.
03 КТ 0,5S/1,0-
рег. № 36697-12
7
ПС 35/6 кВ
3
ТВ35-II
КТ 0,5
Ктт 200/5
рег. №
19720-00
ТВ35-II
КТ 0,5
Ктт 200/5
рег. № 9720-00
ТОГФ-110
КТ 0,5S
Ктт 75/5
рег. №
61432-15
ТОГФ-110
КТ 0,5S
Ктт 75/5
рег. №
61432-15
ТОЛ-СВЭЛ-10
КТ 0,5S
Ктт 200/5
рег. №
42663-09
ТОЛ-СВЭЛ-10
КТ 0,5S
Ктт 100/5
рег. №
42663-09
ТЛШ-10
НАМИ-35 УХЛ1
КТ 0,5
Ктн 35000/100
рег. № 19813-05
НАМИ-110 УХЛ1
КТ 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
рег. № 24218-13
НАМИ-110 УХЛ1
КТ 0,2
Ктн
110000/√3/100/√3
рег. № 24218-13
ЗНОЛП.4-6
КТ 0,2
Ктн
6300/√3/100/√3
рег. № 46738-11
ЗНОЛП.4-6
КТ 0,2
Ктн
6300/√3/100/√3
рег. № 46738-11
НАМИТ-10-2
СЭТ-4ТМ.03.03-
4
«Березовская»,
ЗРУ-6 кВ,
Ввод № 1 6 кВ
КТ 0,5S
Ктт 2000/5
рег. № 11077-07
КТ 0,5
Ктн 6000/100
рег. № 16687-07
КТ 0,5S/1,0
рег. № 27524-04
5
HP ProLiant DL160
ЭКОМ-3000 рег. №
17049-14
567
8
СЭТ-4ТМ.03.03
КТ 0,5S/1,0-
рег. № 27524-04
9
СЭТ-4ТМ.03.03
КТ 0,5S/1,0-
рег. № 27524-04
10
СЭТ-4ТМ.03.03
КТ 0,5S/1,0-
рег. № 27524-04
11
Продолжение таблицы 2
123
ПС 35/6 кВ ТЛШ-10
«Березовская»,КТ 0,5S
ЗРУ-6 кВ, Ктт 2000/5
Ввод № 2 6 кВрег. № 11077-07
ПС 35/6 кВ ТЛК-10
«Березовская»,КТ 0,5
ЗРУ-6 кВ, Ктт 100/5
1 с.ш. 6 кВ, яч. 17 рег. № 9143-06
ПС 35/6 кВ ТЛК-10
«Березовская»,КТ 0,5S
ЗРУ-6 кВ, Ктт 300/5
2 с.ш. 6 кВ, яч. 18 рег. № 9143-06
ПС 35/6 кВARJP3/N2J
«Матюшинская»,КТ 0,5
ЗРУ-6 кВ, Ктт 1250/5
Ввод № 1 6 кВрег. № 50463-12
4
НАМИТ-10-2
КТ 0,5
Ктн 6000/100
рег. № 16687-07
НАМИТ-10-2
КТ 0,5
Ктн 6000/100
рег. № 16687-07
НАМИТ-10-2
КТ 0,5
Ктн 6000/100
рег. № 16687-07
VRQ3n/S2
КТ 0,5
Ктн 6000/√3/100/√3
рег. № 50606-12
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0-
рег. № 36697-12
12
ПС 35/6 кВ
«Матюшинская»,
ЗРУ-6 кВ,
Ввод № 2 6 кВ
ТЛО-10
КТ 0,5
Ктт 1250/5
рег. № 25433-11
VRQ3n/S2
КТ 0,5
Ктн 6000/√3/100/√3
рег. № 50606-12
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0-
рег. № 36697-12
ОРУ-110 кВ,Ктт 150/5
рег. № 60290-15
КТ 0,2СЭТ-4ТМ.03М
ПС 110/6 кВТВ-110*
ЗНГА-5-110-III-ХЛ1
13
«Убинская»,КТ 0,2S
КтнКТ 0,2S/0,5
Ввод № 1 110 кВ рег. № 60746-15
110000/√3/100/√3 рег. № 36697-12
ПС 110/6 кВТВ-110*
ОРУ-110 кВ,Ктт 150/5
рег. № 60290-15
КтнКТ 0,2S/0,5
ЗНГА-5-110-III-ХЛ1
14
«Убинская»,КТ 0,2S
КТ 0,2СЭТ-4ТМ.03М
Ввод № 2 110 кВ рег. № 60746-15
110000/√3/100/√3 рег. № 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М.01
15КТ 0,5S/1,0
рег. № 36697-17
ЭКОМ-3000
рег. № 17049-14
СЭТ-4ТМ.03М.01
16КТ 0,5S/1,0
рег. № 36697-12
ПС 35/6 кВТОЛ-НТЗ-35НАЛИ-НТЗ-35
«Октябрьская», КТ 0,5S КТ 0,5
ЗРУ-35 кВ, яч. 8,Ктт 100/5Ктн 35000/100
Ввод № 1 35 кВ рег. № 69606-17 рег. № 70747-18
ПС 35/6 кВТОЛ-НТЗ-35НАЛИ-НТЗ-35
«Октябрьская», КТ 0,5S КТ 0,5
ЗРУ-35 кВ, яч. 1,Ктт 100/5Ктн 35000/100
Ввод № 2 35 кВ рег. № 69606-17 рег. № 70747-18
Примечания
1 Допускается замена измерительных ТТ и 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 на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном в АО «Стройсервис» порядке.
Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
6
Коэффи-
cosφ
А
(ТТ 0,5;
ТН 0,5;
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при
циент
измерении активной электрической энергии в рабочих условиях
Номер ИК
н
м
о
о
с
щ
ти
-
,
э
I
к
,
с
1
п
%
луа
о
т
т
а
I
ц
но
и
м
и (
±
I,
δ
5
w
%
),
о
%
т
,
I
н
п
о
р
м
и дов
I
е
,
р
2
и
0
т
%
ель
о
н
т
о
I
н
й
ом
вероя
I,
т
1
н
0
о
0
ст
(1
и
2
,
0
р
)
а
%
вно
от
й
I
0
н
,
о
9
м
5
(1%≤I<5%) (5 %≤ I<20 %) (20 %≤ I< 100 %) (100 %≤ I<120 %)
1, 2, 9, 11, 12
1-±2,0±1,4±1,2
0,5инд.
13, 14
ТН 0,2;
0,5инд.
3, 4, 5, 6
ТН 0,2;
0,5инд.
15, 16
ТН 0,5;
Сч 0,5S)
(0,8емк.)
- ±5,5 ±3,2 ±2,6
(ТТ 0,2S;
1 ±1,0 ±0,7 ±0,6 ±0,6
Сч 0,2S)
(0,8емк.)
±2,1 ±1,2 ±1,1 ±1,1
(ТТ 0,5S;
1 ±2,1 ±1,3 ±1,1 ±1,1
Сч 0,5S)
(0,8емк.)
±5,5 ±2,8 ±2,3 ±2,3
7, 8, 10,
1 ±2,1 ±1,4 ±1,2 ±1,2
0,5инд.
мощ-
W
(ТТ 0,5S;
Сч. 0,5S)
(0,8емк.)
±5,6±3,0±2,6±2,6
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Коэф- Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при
фициентизмерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях
Номер ИК
ности,
эксплуатации (±δ
Р
),%, при доверительной вероятности, равной 0,95
cosφ
I, 5 % от I
ном
I, 20 % от I
ном
I, 100 (120) % от I
ном
(sinφ)
(5 % ≤ I < 20 %)(20 % ≤ I < 100 %)(100 % ≤ I < 120 %)
1, 2, 9, 11, 12
(ТТ 0,5;
ТН 0,5;
Сч. 1,0)
0,87
(0,5)
±6,0±4,0±3,5
0,97
(0,25)
-±6,5±4,9
±2,9
±2,9
±2,9
-
±2,5
±2,5
±3,8
±3,3
±3,3
-
±4,4
±4,4
15, 16
±3,9
±3,5
±3,5
-
±4,9
±4,9
ИК даны для
измерения электроэнергии
13, 14 0,87
(ТТ 0,2S; (0,5)
ТН 0,2;
0,97
Сч. 0,5)
(0,25)
3, 4, 5, 6 0,87
(ТТ 0,5S; (0,5)
ТН 0,2; 0,97
Сч. 1,0)(0,25)
7, 8, 10,
0,87
(ТТ 0,5S;
(0,5)
ТН 0,5;
0,97
Сч. 1,0)
(0,25)
Примечание - характеристики погрешности
(получасовой)
7
90000
2
165000
2
100000
24
45
45
10
Значение
16
от 98 до 102
от 20 до 100
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
от 90 до 110
от 1 до 120
от 49,6 до 50,4
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -40 до +45
от +13 до +33
от 0 до +40
от +10 до +25
0,5
70000
1
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cоsφ
- температура окружающей среды, ºС
Условия эксплуатации:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cоsφ (sinφ)
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ºС
- температура окружающей среды для счетчиков, ºС
- температура окружающей среды для УСПД, ºС
- температура окружающей среды для сервера, ºС
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.02М.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД ЭКОМ-3000:
- 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
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника
точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений
количества электрической энергии с точностью не хуже ±5,0 с.
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи со счетчиками;
резервирование используемых серверов.
8
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:
электросчетчиках (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизирована);
о состоянии средств измерений.
Цикличность:
измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция
автоматизирована);
сбора результатов измерений – не реже одного раза в 30 минут (функция
автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Тип
2
ТВ35-II
ТОГФ-110
ТОЛ-СВЭЛ-10
ТЛШ-10
ТЛК-10
ARJP3/N2J
ТЛО-10
ТВ-110*
ТОЛ-НТЗ-35
НАМИ-35 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
ЗНОЛП.4-6
НАМИТ-10-2
Количество, шт
3
4
6
4
6
4
3
3
6
6
2
6
6
2
9
2 3
VRQ3n/S2 6
ЗНГА-5-110-III-ХЛ1 6
НАЛИ-НТЗ-35 2
СЭТ-4ТМ.03.012
СЭТ-4ТМ.03М.016
СЭТ-4ТМ.02М.032
СЭТ-4ТМ.03.034
СЭТ-4ТМ.03М2
Продолжение таблицы 5
1
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
ЭКОМ-3000 2
ПО «Энергосфера» 1
HP ProLiant DL160 1
МП 16-2020 1
02.2020.022-АУ.ФО-ПС1
Программное обеспечение
Сервер
Методика поверки
Формуляр -Паспорт
Руководство по эксплуатации
02.2020.022-АУ.РЭ1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП16-2020«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Стройсервис»(третья
очередь)». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Кемеровский ЦСМ» 20.07.2020 г.
Основные средства поверки:
–ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
–ТН – по ГОСТ 8.216-2011 и/или МИ 2845-2003;
–счётчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 – в соответствии с документом «Счетчики электрической
энергиимногофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М,СЭТ-4ТМ.02М.Методикаповерки»
ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
–счётчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.02М.03 – в соответствии с
документом«СчетчикиэлектрическойэнергиимногофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М,
СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ
СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
–счётчиков СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.03 – в соответствии с документом «Счетчик
электрическойэнергиимногофункциональныйСЭТ-4ТМ.03.Методикаповерки»
ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованным с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»
10.09.2004 г.;
–УСПД ЭКОМ-3000 – по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и
передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
20.04.2014 г.;
–источник первичный точного времени УКУС-ПИ 02ДМ (рег. № 60738-15);
–мультиметр «Ресурс-ПЭ» (рег. № 33750-07).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
10
Сведения о методиках (методах) измерений
приведенывдокументе«Методикаизмеренийэлектрическойэнергиисистемой
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО
«Стройсервис» (третья очередь)», аттестованной ФБУ «Кемеровский ЦСМ», аттестат об
аккредитации № RA.RU.310473 от 20.09.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергииАО
«Стройсервис» (третья очередь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ 34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
Основные положения
Изготовитель
Акционерное общество «Сибэнергоконтроль» (АО «Сибэнергоконтроль»)
ИНН 4205290890
Адрес: 650000, г. Кемерово, пр. Советский, д. 6, офис 37
Телефон: 8 (3842) 48-03-50
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в Кемеровской области» (ФБУ «Кемеровский ЦСМ»)
Адрес: 654032, г. Новокузнецк, ул. Народная, д. 49
Юридический адрес: 650991, г. Кемерово, ул. Дворцовая, д. 2
Телефон: 8 (3843) 36-41-41
Факс: 8 (3843) 36-02-62
Web-сайт: http://www.csmnvkz.ru
E-mail: info@csmnvkz.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Кемеровский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312319 от 10.10.2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 35079-07 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ООО "Мысковская горэлектросеть" | Нет данных | ЗАО "РегионЭнергоСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 36776-08 | Система учета и контроля резервуарных запасов сжиженных газов | Entis LNG Pro | Фирма "Enraf B.V.", Нидерланды | 2 года | Перейти |
| 59237-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Брянская" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 57361-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Апшеронск (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Апшеронск") | Нет данных | ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 67798-17 | Автоматизированная групповая замерная установка | АГЗУ-4,0-10-400-П | ООО "ИМС Индастриз", г.Видное | 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