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) ОАО "Межрегионэнергосбыт" Нет данных, ГРСИ 50959-12
Номер госреестра:
50959-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Межрегионэнергосбыт"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Роспроект-Инжиниринг", г.Ярославль
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 47830
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 17
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за
установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной
информации.
АИИС КУЭ также предназначена для сбора, накопления, обработки и хранения
измерительной информации об электроэнергии (30-минутные приращения активной и
реактивнойэлектроэнергии),поступающейотсмежныхсистемавтоматизированных
информационно-измерительных коммерческого учета электроэнергии контрагентов (далее по
тексту – смежных АИИС КУЭ), формирования отчетных документов и передачи информации
как в центр сбора и обработки информации оптового рынка, так и в центры сбора и обработки
информации прочих организаций в соответствии с действующим законодательством
Российской Федерации и действующими регламентами оптового рынка электрической энергии
и мощности (далее по тексту - ОРЭМ).
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включает в
себя трансформаторы тока (далее – ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S, трансформаторы
напряжения (далее – ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной
электроэнергии, класса точности 0,2S и 0,5S в режиме измерений активной электроэнергии и
класса точности 0,5 и 1,0 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные
измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ойуровень–информационно-вычислительныйкомплекс(далее–ИВК),
представляющий из себя Центр сбора и обработки информации ОАО «Межрегионэнергосбыт»
и включающий в себя каналообразующую аппаратуру; Сервер Сбора данных (далее – ССД);
коммуникационное оборудование, обеспечивающее связь с системами автоматизированными
информационно-измерительными организаций субъектов оптового рынка электроэнергии;
автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе IBM PC, специализированное программное
обеспечение (далее – ПО) и устройство синхронизации системного времени УССВ.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из 1-ого и 2-ого 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 преобразуют 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.
Лист № 2
Всего листов 17
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 уровень ИВК, где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ,
хранение, накопление и формирование измерительной информации, диагностика состояния
средств и объектов измерений оформление справочных и отчетных документов.
ССД АИИС КУЭ, установленный в серверной офиса ОАО «Межрегионэнергосбыт»
(административное здание ОАО «Нефтяной Дом»), с периодичностью раз в сутки или по
запросу получает от ИВК смежных АИИС КУЭ коммерческие данные по каждому каналу учета
за сутки. Измерительные сигналы содержат информацию о 30-минутных приращениях
активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений на соответствующих
смежных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ).
Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: ССД АИИС КУЭ,
подключен к УССВ. Часы ССД синхронизированы с часами GPS-приемника, входящего в
состав УССВ. Сличение часов ССД АИИС КУЭ с часами УССВ проводится 1 раз в 30 мин.
Коррекция проводится при расхождении часов УССВ и часов ССД на значение, превышающее
± 1 с (программируемый параметр).
Часы счетчика синхронизируются от часов ССД с периодичностью 1 раз в сутки,
коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и часов ССД более чем
на ± 2 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.
Смежные АИИС КУЭ (таблица 3) оснащены собственными СОЕВ. Коррекция часов в
смежных АИИС КУЭ осуществляется в соответствии с принятыми проектными решениями на
каждом иерархическом уровне и в соответствии с описанием типа каждой конкретной смежной
АИИС КУЭ. Программируемые параметры коррекции времени в смежных АИИС КУЭ не ниже,
чем указанные для АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт».
Информационный обмен с ИВК смежных АИИС КУЭ (таблица 3) осуществляется с
помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Измерительная информация, в том числе с ИВК смежных АИИС КУЭ, записывается в
базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). ССД АИИС КУЭ в автоматическом
режиме раз в сутки формирует отчеты в формате XML. Отправка сформированных отчетов в
формате XML как в автоматическом, так и автоматизированном режиме (по команде
оператора), производится по выделенному каналу связи вПАК коммерческого оператора
оптового рынка и другим заинтересованным субъектам ОРЭМ.
Передача данных в ПАК коммерческого оператора оптового рынка и другим
заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется по стеку протоколов TCP/IP.
Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Лист № 3
Всего листов 17
Программное обеспечение
В составе АИИС КУЭ используется ПО «Энергосфера», в состав которого входят
модули, указанные в таблице 1. ПО «Энергосфера» 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 «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование
программного
обеспечения
Наименование файла
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Модуль импорта
- экспорта
55277FA614BAE00F
CDA8D65945267CE9
Модуль ручного
ввода данных
E2C7BBD88F67F3AB
B781222B97DED255
Модуль сервера
опроса
E011E2E8D24FC146E
874E6EE713DB3D0
Редактор
расчетных схем
0E84F140A399FB01C
9162681FA714E4B
9D9940380E62BC822
D29EAB0EE10E1AB
ПО
«Энергосфера»
Модуль «АРМ
Энергосфера»
DD5985B2FA5995B1
851FE8AC862BC93A
Наименование
программного модуля
(идентификационное
наименование
программного
обеспечения)
Номер версии
программного
обеспечения
Алгоритм вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
Модуль
предотвращения
сбоев
Не
expimp.exeниже
6.4
Не
HandInput.exeниже
6.4
Не
PSO.exeниже
6.4
Не
SrvWDT.exeниже
6.4
Не
AdmTool.exeниже
6.4
Модуль
администрирова-
ния
системы
Не
adcenter.exeниже
6.4
Не
ControlAge.exeниже
6.4
D098C0267DA9909E6
054EB98A6A10042
MD5
·
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические
характеристики ИК нормированы с учетом ПО.
·
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – уровень
«С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 17
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2
Таблица 2 – Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики измерительных каналов
Канал
измерений
Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ
Метрологические
характеристики ИК
Номер ИК
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Наименование измеряемой
величины
Вид энергии
Основная относительная
погрешность
ИК (± δ), %
Относительная погрешность
ИК в рабочих условиях
эксплуатации (± δ), %
-
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 23345-07
Меркурий 230
ART-03 PQRSIDN
600
± 5,5
Обозначение, типЗаводской номер
678910
ТТ
5
2010.03301
2010.03302
2010.03303
ТН
1234
Кт = 0,5 А TA600
Ктт = 3000/5 В TA600
№ 26101-03
С TA600
А
-В-
001
С
ОАО «Нефтяной Дом»
0,4 кВ КТП-1 Ввод-1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
05379696
Реактивная± 2,1
Активная± 1,0
± 4,0
Лист № 5
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
-
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 23345-07
Меркурий 230
ART-03 PQRSIDN
600
Активная
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 23345-07
Меркурий 230
ART-03 PQRSIDN
600
± 5,5
678
910
ТТ
5
2010.03304
2010.03305
2010.03306
ТН
1234
Кт = 0,5 А TA600
Ктт = 3000/5 В TA600
№ 26101-03
С TA600
А
-В-
002
С
ОАО «Нефтяной Дом»
0,4 кВ КТП-1 Ввод-2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
± 1,0± 5,5
05270678
Реактивная± 2,1± 4,0
ТТ
ТН
Кт = 0,5 А TC12 35381
Ктт = 3000/5 В TC12 35378
№ 26100-03
С TC12 35380
А
-В--
003С
ОАО «Нефтяной Дом»
0,4 кВ КТП-2 Ввод-1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
04456040
Реактивная± 2,1
Активная± 1,0
± 4,0
Лист № 6
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
-
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 23345-07
Меркурий 230
ART-03 PQRSIDN
600
Активная
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 23345-07
Меркурий 230
ART-03 PQRSIDN
600
± 5,5
910
ТТ
5678
35373
35374
35364
ТН
1234
Кт = 0,5
А TC12
Ктт = 3000/5 В TC12
№ 26100-03
С TC12
А
-В
-
004
С
ОАО «Нефтяной Дом»
0,4 кВ КТП-2 Ввод-2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
± 1,0± 5,5
04445035
Реактивная± 2,1± 4,0
ТТ
ТН
Кт = 0,5
А TC12 35375
Ктт = 3000/5 В TC12
35369
№ 26100-03
С TC12
35363
А
-В
--
005С
ОАО «Нефтяной Дом»
0,4 кВ КТП-3 Ввод-1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
04456049
Реактивная± 2,1
Активная± 1,0
± 4,0
Лист № 7
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
-
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 23345-07
Меркурий 230
ART-03 PQRSIDN
600
Активная
± 5,5
7142
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
0104062231
24000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
910
ТТ
5678
35377
35376
35367
ТН
1234
Кт = 0,5
А TC12
Ктт = 3000/5 В TC12
№ 26100-03
С TC12
А
-В
-
006
С
ОАО «Нефтяной Дом»
0,4 кВ КТП-3 Ввод-2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
04444997
Реактивная± 2,1
± 1,0
± 4,0
ТТ
4023
-
4430
ТН
А
ТПШЛ-10
В
-
С
ТПШЛ-10
А
В
НТМИ-6
С
Кт = 0,5
Ктт = 2000/5
№ 1423-60
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
007
№ 831-53
ОАО «Башкирэнерго»
СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч.
11, ф.1. Салаватнефтемаш
± 5,5
Активная± 1,1
± 2,7
Реактивная± 2,3
Лист № 8
Всего листов 17
ТТ
ТН
7142
008
ОАО «Башкирэнерго»
СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч.
9, ф.2. Салаватнефтемаш
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
0103060090
24000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
ТТ
ТН
7287
009
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
0103062096
12000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
ТТ
ТН
1460
010
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
0109063179
12000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Продолжение таблицы 2
12
678910
5
4745
-
4591
3
Кт = 0,5
Ктт = 2000/5
№ 1423-60
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
№ 831-53
4
А
ТПШЛ-10
В
-
С
ТПШЛ-10
А
В
НТМИ-6
С
Активная± 1,1± 5,5
Реактивная± 2,3± 2,7
43980
-
43935
Кт = 0,5
Ктт = 1000/5
№ 518-50
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
№ 831-53
А
ТПОФ-10
В
-
С
ТПОФ-10
А
В
НТМИ-6
С
ОАО «Башкирэнерго»
СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч.
12, ф.12.
Салаватнефтемаш
Активная± 1,1± 5,5
Реактивная± 2,3± 2,7
112807
-
112810
Кт = 0,5
Ктт = 1000/5
№ 518-50
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
№ 831-53
А
ТПОФ-10
В
-
С
ТПОФ-10
А
В
НТМИ-6
С
ОАО «Башкирэнерго»
СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч.
38, ф.38.
Салаватнефтемаш
± 5,5
Активная± 1,1
± 2,7
Реактивная± 2,3
Лист № 9
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
2716110000002
Счетчик
Кт = 0,2S/1,0
Ксч = 1
№ 15697-09
Хитон
Х1QU-3КМЕ-Т2-00
4800
Активная
2716110000003
Счетчик
Кт = 0,2S/1,0
Ксч = 1
№ 15697-09
Хитон
Х1QU-3КМЕ-Т2-00
7200
78
910
ТТ
56
22946
-trial
ТН
4
А
ТПОЛ-10 У3
В
-
С
ТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИТ-10 УХЛ2
С
123
Кт = 0,5S
Ктт = 400/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
011
№ 16687-07
ОАО «Салаватнефтемаш»
РП-2, РУ-6кВ, 2 СШ,
яч.15, (ввод 3 с ГПП
СТЭЦ, ф.1)
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
± 1,1± 4,8
11311805
Реактивная± 2,5± 3,9
ТТ
22933
-
22934
ТН
А
ТПОЛ-10 У3
В
-
С
ТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИТ-10 УХЛ2
С
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
012
№ 16687-07
ОАО «Салаватнефтемаш»
РП-2, РУ-6кВ, 1 СШ,
яч.11, (ввод 2 с ГПП
СТЭЦ, ф.2)
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная± 1,1± 4,8
11311804
Реактивная± 2,5± 3,9
Лист № 10
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
2716110000003
Счетчик
Кт = 0,2S/1,0
Ксч = 1
№ 15697-09
Хитон
Х1QU-3КМЕ-Т2-00
900
Активная
2716110000001
Счетчик
Кт = 0,2S/1,0
Ксч = 1
№ 15697-09
Хитон
Х1QU-3КМЕ-Т2-00
1200
78
910
ТТ
56
4089
-
4093
ТН
4
А
ТПОЛ-10 У3
В
-
С
ТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИТ-10 УХЛ2
С
123
Кт = 0,5S
Ктт = 75/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
013
№ 16687-07
ОАО «Салаватнефтемаш»
РП-2, РУ-6кВ, 1 СШ, яч.3,
(ввод 1 с ГПП СТЭЦ,
ф.12А)
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
± 1,1± 4,8
11311803
Реактивная± 2,5± 3,9
ТТ
4872
-
4874
ТН
А
ТПЛ-10 М У2
В
-
С
ТПЛ-10 М У2
А
В
НАМИТ-10 УХЛ2
С
Кт = 0,5S
Ктт = 100/5
№ 22192-07
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
014
№ 16687-07
ОАО «Салаватнефтемаш»
РП-1, РУ-6кВ, 1 СШ, яч.1,
(ввод 1 с ГПП СТЭЦ,
ф.12Б)
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная± 1,1± 4,8
11311801
Реактивная± 2,5± 3,9
Лист № 11
Всего листов 17
Продолжение таблицы 2
2716110000001
Счетчик
Кт = 0,2S/1,0
Ксч = 1
№ 15697-09
Хитон
Х1QU-3КМЕ-Т2-00
900
Активная
2716110000002
Счетчик
Кт = 0,2S/1,0
Ксч = 1
№ 15697-09
Хитон
Х1QU-3КМЕ-Т2-00
2400
78
910
ТТ
56
4709
-
5027
ТН
4
А
ТПЛ-10 М У2
В
-
С
ТПЛ-10 М У2
А
В
НАМИТ-10 УХЛ2
С
123
Кт = 0,5S
Ктт = 75/5
№ 22192-07
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
015
№ 16687-07
ОАО «Салаватнефтемаш»
РП-1, РУ-6кВ, 2 СШ,
яч.10, (ввод 2 с ГПП
СТЭЦ, ф.38А)
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
± 1,1± 4,8
11311802
Реактивная± 2,5± 3,9
ТТ
5084
-
5081
ТН
А
ТПОЛ-10 У3
В
-
С
ТПОЛ-10 У3
А
В
НАМИТ-10 УХЛ2
С
Кт = 0,5S
Ктт = 200/5
№ 1261-08
Кт = 0,5
Ктт = 6000/100
016
№ 16687-07
ОАО «Салаватнефтемаш»
РП-2, РУ-6кВ, 2 СШ,
яч.24, (ввод 4 с ГПП
СТЭЦ, ф.38Б)
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная± 1,1± 4,8
11311806
Реактивная± 2,5± 3,9
Лист № 12
Всего листов 17
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uном; ток (1 - 1,2) Iном, cosφ = 0,87 инд.;
температура окружающей среды (18 – 25) °С.
4. Рабочие условия:
параметрысети:напряжение(0,9-1,1)Uном;ток(0,05-1,2)Iном;
0,5 инд. ≤ cosφ ≤ 0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от
минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 55 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosφ = 0,5 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10° С до 30° С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме
измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения
реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
(см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в
ОАО «Межрегионэнергосбыт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
С использованием ИВК АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт» проводится
информационный обмен с ИВК смежных АИИС КУЭ, указанных в таблице 3.
Таблица 3. Наименование смежных АИИС КУЭ
№
п.п.
Наименование смежных АИИС КУЭНомер в Госреестре
Система автоматизированная информационно-измерительная
1коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)46521-10
ОАО «Башкирэнерго» (ООО «БГК»)
Система автоматизированная информационно-измерительная
2коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)35502-07
ОАО «Салаватнефтеоргсинтез»
Система автоматизированная информационно-измерительная
3коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)39615-08
ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»
Система автоматизированная информационно-измерительная
4коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ –46475-10
«ПС 500 кВ Демьянская»
Система автоматизированная информационно-измерительная
5 коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ВЛ 110 кВ45047-10
«Оленья-Песцовая»
Примечание:
1. Допускается изменение состава смежных АИИС КУЭ (в части ИК), внесенных в
Государственный реестр средств измерений утвержденных типов.
Лист № 13
Всего листов 17
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
–
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока в
соответствии с ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на
отказ;
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
–
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-
2001 соответственно, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
–электросчётчик Меркурий 230ART – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
– электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
– электросчётчик «Хитон» – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–ССД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
–резервный сервер с установленным специализированным ПО «Энергосфера»;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике.
– журнал событий ИВК:
-
даты начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
установка и корректировка времени;
-
переход на летнее/зимнее время;
-
нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
–
защита информации на программном уровне:
-
результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
Лист № 14
Всего листов 17
-
установка пароля на счетчик;
– установка пароля на ССД.
Глубина хранения информации:
– электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств
измерений – не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт» типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт» представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт»
Наименование
1
Трансформатор тока ТА600
Трансформатор тока ТС12
Трансформатор тока ТПШЛ-10
Трансформатор тока ТПОФ-10
Трансформатор тока ТПОЛ-10 У3
Трансформатор тока ТПЛ-10 М У2
Трансформатор напряжения НТМИ-6
Трансформатор напряжения НАМИТ-10 УХЛ2
Счётчик электрической энергии Меркурий 230
Счётчик электрической энергии Хитон Х1QU-3КМЕ-Т2-00
Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03
Сервер HP Proliant DL380R05
Кол-во, шт.
2
6
12
4
4
8
4
4
6
6
6
4
2
Лист № 15
Всего листов 17
Продолжение таблицы 4
12
Коммутатор HP ProCurve Switch 25121
Ethernet сервер устройств NPort 56101
Источник бесперебойного питания APC Smart-UPS 5000VA/3750W1
НКУ Метроника МС-225 – шкаф УССВ1
Модем AnCom STF/D40011/1051
GSM – модем Ancom RM1
Преобразователь интерфейса RS-485/RS-2321
АРМ с установленным специализированным ПО2
Методика поверки1
Руководство по эксплуатации1
Поверка
Осуществляетсяподокументу«Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительнаякоммерческого учета электроэнергии (АИИСКУЭ)
ОАО«Межрегионэнергосбыт».Методикаповерки»,утвержденному ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» в августе 2012 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
·
Трансформаторытока–всоответствиисГОСТ8.217-2003"ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки";
·
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003
«ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика
проверки на месте эксплуатации»;
·
Счетчики электрической энергии Меркурий 230 - по документу "Методика
поверки" АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с руководителем ГЦИ СИ
ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;
·
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 –в
соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся
приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика
поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
10 сентября 2004 г.;
·
Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазныеэлектронные
многофункциональные «Хитон» - по документу «Счетчики электрической
энергии электронные трехфазные многофункциональные «Хитон». Методика
поверки АЛБН 001-00-00-00ИП», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им.
Д.И.Менделеева в июле 2003 г.;
·
Средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения
единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
·
Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения
единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
·
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
Лист № 16
Всего листов 17
·
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с
счетчиками системы.
Сведения о методиках (методах) измерений
эксплуатации системы
учета электроэнергии
Метод измерений изложен в документе «Руководство по
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
ОАО «Межрегионэнергосбыт».
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт»
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.
ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной
энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии.
МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".
«Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета ОАО «Межрегионэнергосбыт».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Роспроект-инжиниринг»
ООО «Роспроект-инжиниринг»
Адрес: 150054, г. Ярославль, ул. Тургенева, д. 17, оф. 602-620
Тел.: (4852)58-11-75
Факс: (4852)58-11-73
E-mail:
WWW:
Лист № 17
Всего листов 17
Заявитель
Открытое акционерное общество «Межрегионэнергосбыт»
ОАО «Межрегионэнергосбыт»
Адрес: 119526, г. Москва, пр-т Вернадского, д. 101, корп. 3
Тел.: (495) 428-40-90
Факс: (495) 428-40-95
WWW:
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8 (495) 437-55-77
Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний средств
измерений № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В.Булыгин
м.п.«____»_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 55791-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Равенство" | Нет данных | ООО "Алаксис", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 81998-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Пахра №509 | - | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 33330-06 | Система автоматизированная контроля и учета электроэнергии Счетной палаты РФ | Нет данных | ЗАО "Технополис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49437-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Белгород | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 55364-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Генерирующая компания" Нижнекамская ГЭС | Нет данных | ООО "Татарстан Автоматизация и Связь Энерго", г.Казань | 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