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 электрической энергии ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк" Нет данных, ГРСИ 49328-12
Номер госреестра:
49328-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "ОЭЗ ППТ "Липецк"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Компания Энергон", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 45818
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк»
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк» (далее АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные ин-
тервалы времени, и времени.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной элек-
трической энергии, средней интервальной мощности;
– периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор
сведений о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электрической
энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале координированного
времени;
– автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе дан-
ных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервиро-
вание баз данных) и от несанкционированного доступа; предоставление по запросу контрольно-
го доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со сто-
роны сервера организаций – участников оптового рынка электрической энергии;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся
в АИИС КУЭ данных от 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;
– автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ, структурная схема которой приведена на рис. 1, представляет собой трех-
уровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, транс-
форматоры напряжения (ТН) класса точности 0,2 и счётчики активной и реактивной электриче-
ской энергии СЭТ-4ТМ (Wh1 – Wh3) классов точности 0,2S для активной электрической энер-
гии и 0,5 для реактивной электрической энергии;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер баз данных (сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место персона-
ла (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Аппаратно ИВКЭ и сервер баз данных реализован на базе ЦУСПД.
Первичные фазные напряжения и токи преобразуются ТН (по три ТН на канал) и ТТ
(по три ТТ на канал) в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям свя-
зи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются
в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в мик-
ропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и
полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период ре-
активная электрическая мощность вычисляется по средним за период значениям активной и
полной электрической мощности.
Лист № 2
Всего листов 6
TCP/IP Eth.
TCP/IP Eth.
RS-232
RS-232
А
Р
М
RS-232
RS-232
I
n
t
ern
e
t
RS-232
Siem
en
s
T
C
35i
terminal
GSM
RS-232
AD
AM-
4
520
RS-485
Ада
пт
е
р
GPS
RS-232
TCP/IP Eth.
RS-232
Si
e
m
e
n
s
TC35i
t
erminal
GSM
W
h
1Wh2
Wh3
IUIUIU
ТТ ТН ТТ ТН ТТ ТН
3 3 3 3 3 3
Рис. 1
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 зна-
чение электрической мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии в стандарте передачи
данных по проводным линиям связи RS-485 поступает через преобразователь интерфейсов
RS-485 – RS-232 (ADAM-4520) в ЦУСПД, где осуществляется вычисление электрической энер-
гии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной
информации, ее накопление и передача накопленных данных на третий уровень АИИС КУЭ
(сервер БД).
На верхнем – третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измери-
тельной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов. Передача информации от сервера БД в орга-
низации-участники оптового рынка электрической энергии может осуществляться по трем ка-
налам связи: два канала – через сеть сотовой связи стандарта GSM, выход в которую осуществ-
ляется через модемы Siemens TC35i terminal, и один – через интернет-провайдера по интерфей-
су TCP/IP Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на основе при-
емника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).
GPS-приемник входит в состав ЦУСПД. В составе СОЕВ используется адаптер приемника GPS,
предназначенный для приема текущих значений даты и времени UTC и их передачи в ЦУСПД
через интерфейс RS-232C в виде текстовой строки RMC в формате NMEA-0183 для коррекции
его часов. Внутреннее время счетчиков электрической энергии корректируется от ЦУСПД
во время сеанса связи, при расхождении внутреннего времени счетчика и ЦУСПД на 2 с и бо-
лее, но не чаще 1-го раза в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
Программное обеспечение АИИС КУЭ состоит из стандартного и специализированного
программных пакетов.
Стандартный программный пакет, применяемый для организации сервера и рабочей
станции АИИС КУЭ, использует программные продукты в составе:
– операционные системы «Windows Server», «Windows XP»;
– СУБД «MS SQL Server»;
– пакет «MS Office».
Специализированный программный пакет – ПО СУЭ ТОК 5.
Лист № 3
Всего листов 6
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспече-
ния приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Наимено-
вание про-
граммы
Идентификационное
наименование про-
граммного обеспече-
ния
Номер версии
(идентификаци-
онный номер)
программного
обеспечения
Цифровой идентифика-
тор программного обес-
печения (контрольная
сумма исполняемого ко-
да)
Collector.exe
5.05
787D9316F23E269B
F61EBB99AF033896
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора про-
граммного
обеспечения
MD5
CollectorCUSPD.exe
5.05
81399FC54A86D443
3EA99E871AF859C4
MD5
CatalogUSD.exe
5.05
CB9972FE115EF4A6
79010BB182D3AEDE
MD5
Модуль
сбора дан-
ных
Модуль
сбора дан-
ных
Модуль
конфигури-
рования
Модуль
конфигури-
рования
CUSPDCatalog.exe
5.05
441DEE4821826668
116D46D860127D5A
MD5
Метрологические и технические характеристики
Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические ха-
рактеристики приведены в таблице 2.
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характе-
ристики приведены в таблице 2.
Номинальная функция преобразования при измерении:
– электрической энергии
N
W
P
(
W
Q
)
=
2
×
A
×
К
ТН
×
К
ТТ
– электрической мощности
И
N6
Р
(
Q
)
=
2
×
A
×
Т
0
×
К
ТН
×
К
ТТ
где: N – число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энер-
гии, имп;
А – постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт∙ч (квар∙ч);
К
тн
– коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);
К
тт
– коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ);
Т
и
– время интегрирования, мин.
2
Но-
ИК
Наименование
коэффициент
№ в Госреестре
Фаза
Лист № 4
Всего листов 6
Таблица 2 – Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ и их метроло-
гические характеристики
Канал измеренийСостав измерительного канала
Класс точности,
Вид электри-Погреш-
мер
присоединения
Вид трансформации,
Обозначение
ческой энер- ность,
гии%
ТН
1
СЭТ-4ТМ.03
прямая;
2.а
.
о
δ= ± 0,7;
1.а
.
р
СИ
12
34
5678
КТ=0,2S
AТГФ110-II*
– активнаяδ
1.а.о
= ± 0,8;
ТТ
Ктт=300/5
BТГФ110-II*
ПС-110кВ
34096-07
C ТГФ110-II* – активная об- δ
1.р.о
= ± 1,1;
Ввод 1
КТ=0,2
A НАМИ-110 ратная; δ
2.р.о
= ± 1,0;
«Двуречки-Ктн=11000/100
BНАМ
И
-110
– реактивнаяδ= ± 1,0;
прав
а
я
24218-03
C НАМИ-110
прямая; δ
2
.а
.р
= ±
0,9;
Счет- КТ=0,2S/0,5
– реактивная δ
1
.
р.р
= ± 1,5;
чик27524-04
обратнаяδ
2
.
р.р
= ±
1,2.
ТН
СЭТ-4ТМ.03
прямая;
2.а
.
о
δ= ± 0,7;
1.а
.
р
КТ=0,2S
AТГФ110-II*
– активнаяδ
1.а.о
= ± 0,8;
ТТ
Ктт=300/5
BТГФ110-II*
ПС-110кВ
34096-07
C ТГФ110-II* – активная об- δ
1.р.о
= ± 1,1;
Ввод 2
КТ=0,2
A НАМИ-110 ратная; δ
2.р.о
= ± 1,0;
«Двуречки-Ктн=11000/100
BНАМ
И
-110
– реактивнаяδ= ± 1,0;
ле
ва
я
24218-03
C НАМИ-110
прямая;
δ
2.
а.р
= ±
0,9;
Счет- КТ=0,2S/0,5
– реактивная δ
1
.
р.р
= ± 1,5;
чик27524-04
обратнаяδ
2
.
р.р
= ±
1,2.
ТН
СЭТ-4ТМ.03М
КТ=0,2SA ТГФМ-110II*
– активная
δ
1.а.о
= ± 0,8;
ТТКтт=100/5B ТГФМ-110II*
прямая;
δ
2.а.о
= ± 0,7;
36672-08
C ТГФМ-110II* – активная об-
δ
1
.р
.
о
= ±
1,1;
Ячейка 110 кВКТ=0,2AНАМИ-110 ратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,0;
3ЙокохамаКтн=11000/100 BНАМИ-110 – реактивная
δ
1.а.р
= ±
1,0;
24218-03
CНАМИ-110
прямая;
δ
2.а.р
= ± 0,9;
Счет- КТ=0,2S/0,5
– реактивная
δ
1.р.р
= ± 1,8;
чик36697-08
обратная
δ
2.р.р
= ± 1,8.
В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности
при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
δ
1.а.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-
ской энергии при I = 0,1·I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
2.а.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-
ской энергии при I = I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
1.р.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-
ской энергии при I = 0,1·I
ном
для sinφ = 0,6;
δ
2.р.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-
ской энергии при I = I
ном
для sinφ = 0,6;
δ
1.а.р
– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии
в рабочих условиях применения при I = 0,1·I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
2.а.р
– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии
в рабочих условиях применения при I = I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
1.р.р
– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-
гии при в рабочих условиях применения I = 0,1·I
ном
для sinφ = 0,6;
δ
2.р.р
– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-
гии в рабочих условиях применения при I = I
ном
для sinφ = 0,6.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
Лист № 5
Всего листов 6
Нормальные условия применения:
– температура окружающего воздуха, °С
– относительная влажность воздуха, %
– атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.)
– напряжение питающей сети переменного тока, В
– частота питающей сети переменного тока, Гц
– индукция внешнего магнитного поля, мТл не более
от 21 до 25;
от 30 до 80;
от 84 до 106;
от 215,6 до 224,4;
от 49,85 до 50,15;
0,05.
от 198 до 242;
от 49 до 51;
от –35 до 40;
от 10 до 40;
Рабочие условия применения:
– напряжение питающей сети переменного тока, В
– частота питающей сети, Гц
– температура (для ТН и ТТ), °С
– температура (для счетчиков)
– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего
и вспомогательного оборудования), °С
– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл
от 10 до 40;
от 0 до 0,5.
Надежность применяемых в системе компонентов:
– счётчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,
среднее время восстановления работоспособности 2 ч;
– ЦУСПД, сервер – среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч, среднее время
восстановления работоспособности 1 ч.
Глубина хранения информации:
– счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-
правлениях не менее 113,7 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
– ЦУСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – 100 сут (функция ав-
томатизирована); сохранение информации при отключении питания – 10 лет;
– Сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее
3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нане-
сения – вверху справа) эксплуатационной документации на систему автоматизированную инфор-
мационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк».
Комплектность средства измерений
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммер-
ческого учета электроэнергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк» определяется проектной документа-
цией на АИИС КУЭ.
Поверка
Осуществляется по документу МП 49328-12 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк». Методика по-
верки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 29.12.2011 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
– мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измере-
ний угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 º. Пределы допускаемой относительной
погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 %
(в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне изме-
рений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты
± 0,02 Гц;
– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени
со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Лист № 6
Всего листов 6
Сведения о методиках (методах) измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк». Методика измерений электрической энергии и
мощности. Свидетельство об аттестации № 01.00230/53-2011 от 29.12.2011 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Компания Энергон»
115088, г. Москва, 2-й Южнопортовый проезд, д.16, стр.2
Телефон: (495) 785-73-87, Факс: (495) 785-73-87
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:
Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государ-
ственном реестре средств измерений под № 30033-10.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ. Р. Петросян
М.п.«___» _______________ 2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 71495-18 | Система измерений количества и показателей качества природного газа на БППГ Маяковской ТЭС | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 3 года | Перейти |
| 75851-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Комбинат КМАруда" в сечении с ФСК | Нет данных | ООО "СбытЭнерго", г.Белгород | 4 года | Перейти |
| 47405-11 | Системы информационно-измерительные | РУССА | ОАО "Завод "Старорусприбор", г.Старая Русса | 4 года | Перейти |
| 34270-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Северо-Западные магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Арлеть" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 65248-16 | Автоматизированная измерительная система | V93000 | Фирма "Advantest Corporation", Япония | 1 год | 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