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 "АК "Транснефть"" в части ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" по ППС "Плавск", ППС "Венев", ЛПДС "Рязань" с Изменением № 1 Нет данных, ГРСИ 51828-14
Номер госреестра:
51828-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть"" в части ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" по ППС "Плавск", ППС "Венев", ЛПДС "Рязань" с Изменением № 1
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Лист № 1
Всего листов 6
Приложение к свидетельству № 54517
об утверждении типа средств измерений
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрическойэнергииОАО«АК«Транснефть»вчасти
ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» поППС «Плавск», ППС «Венев»,
ЛПДС «Рязань» с Изменением № 1
Назначение средства измерений
НастоящееописаниетипаСистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть»
»
в части
ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань»
с Изменением № 1 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК
«Транснефть»
»
в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев»,
ЛПДС «Рязань», свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.033.А № 48791, регистрационный
№ 51828-12, и включает в себя описание дополнительного измерительного канала,
соответствующего точке измерений № 17.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по
ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» с Изменением № 1 (далее – АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности,
измерений времени в координированной шкале времени UTC.
Описание средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по
ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» (далее – АИИС КУЭ) представляет
двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией
выполнения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной
электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной
мощности;
– периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов
измерений (привязанных к координированной шкале времени UTC) о приращениях
электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с
дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- получение в формате ХML результатов измерений с АИИС КУЭ НРТЭЦ-02
(№ 46397-11 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по
обеспечению единства измерений);
– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от
несанкционированного доступа;
– передача результатов измерений на сервер и автоматизированные рабочие места
(АРМ);
– подготовка результатов измерений в ХML формате для их передачи по электронной
почте внешним организациям;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,
паролей и т.п.);
Лист № 2
Всего листов 6
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– ведение времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) включает в себя
измерительные трансформаторы тока и напряжения, счётчики активной и реактивной
электрической энергии и мощности по каждому присоединению (точке измерений). Устройство
сбора и передачи данных (далее – УСПД) «Сикон С70», установленное на уровне ИИК работает
в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет
функции шлюза-концентратора (каналообразующей аппаратуры).
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает «Центр
сбора и обработки данных (далее – ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (№38424-08
в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства
измерений), рабочие станции (АРМ).
Аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии
(трансформаторов тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии.
Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на
принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. По мгновенным значениям силы
и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот
период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика формируется без учета коэффициентов
трансформации тока и напряжения.
Данные со счетчиков поступают на уровень ИВК, где выполняется обработка
измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,
сбор и хранение данных, поступающих с АИИС КУЭ НРТЭЦ-02, оформление справочных и
отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в
организации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы
связи интернет-провайдеров.
В счетчиках электрической энергии и на сервере ИВК ведутся журналы событий.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях и
выполняет законченную функцию измерений времени и интервалов времени. В состав СОЕВ
входит сервер ИВК с встроенными часами, время которого синхронизируется от источников
частоты и времени/сервера синхронизации времени ССВ-1Г (№ 39485-08 в реестре средств
измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений)
основного и резервного.
На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа
применяются следующие меры:
– пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и
напряжения;
– пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;
– пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу
RS-485;
– пломбирование клеммных сборок УСПД после выполнения монтажных работ;
На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих
мероприятий:
– ограничение доступа к cерверу АИИС КУЭ;
– установление учетных записей пользователей и паролей доступа к cерверу АИИС
КУЭ.
Лист № 3
Всего листов 6
В составе АИИС КУЭ обеспечена сохранность информации при авариях. Под авариями
следует понимать потери питания и отказы (потери работоспособности) технических и
программно-технических средств.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспе-
чения (ПО) приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные
MD5
1.8.0.0
MD5
–
9486BC5FC4BC0D3
26752E133D125F13D
MD5
–
MD5
–
ACA7D544FAD3B166
916B16BB99359891
MD5
Наименова-Идентификационное
ние наименование ПО
программы(имя файла)
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора ПО
Converge
Номер версии
(идентификаци-
онный номер)
ПО
3.5.001.268
Rev. 64500
Цифровой идентифи-
катор ПО (контроль-
ная сумма исполняе-
мого кода)
B1E67B8256DE3F55
46A96054A2062A1E
1E6CE427DAC589A
FE884AB490632BC4B
XML-
Landis+Gyr Converge 3.5.1
(Converge.msi)
Энерго-Energy Monitor
Монитор (Web Monitor Setup.msi)
XML Report Generator
Генератор
(XML Service Setup.msi;
отчетов
XML Client Setup.msi)
37F58D0D9FB444D
085405EB4A16E7A84
621E4F49FB74E52F
9FFADA2A07323FBD
ЭМ Адми-EM Admin (EM Admin
нистратор Setup.msi)
РучнойManual Converge Import
импорт в (Manual Converge Im-
Converge port.msi)
Влияние программного обеспечения на относительную погрешность измерений
электрической энергии и мощности отсутствует.
Защитапрограммногообеспеченияотнепреднамеренныхипреднамеренных
изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
N
Состав дополнительного измерительного канала и его основные метрологические и
технические характеристики приведены в таблице 2.
Номинальная функция преобразования при измерении электрической энергии
W
P
(
W
Q
)
=
2
×
A
×
К
ТН
×
К
ТТ
где: N – число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, 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).
Вид
Фаза
Вид элек-
Обозначениетрической
энергии
Погреш-
ность, %
17
СЭТ-4ТМ.03М
Лист № 4
Всего листов 6
Таблица 2 – Состав и метрологические характеристики измерительного канала
Канал измеренийСостав измерительного канала
Классточности,
Номер Наименованиекоэффициент
ИКприсоединения трансформации,
№ГосреестраСИ
12345678
КТ=0,5
A ТПОЛ-35
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
2,5;
ТТК
тт
=600/5BТПОЛ-35
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
ПС 110/35/6 кВ
5717-76
CТПОЛ-35– активная
δ
1.р.о
= ±
3,7;
«Факел»КТ=0,5AЗНОМ-35обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
ЗРУ-35 кВ ТН К
тн
=35000/100
B ЗНОМ-35
– реактивная
δ
1
.а
.р
= ±
2,5;
Ввод Т-1 912-70
C ЗНОМ-35
прямая;
δ
2
.а
.р
=
± 1,4;
Счет- КТ=0,2S/0,5
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ± 4,0;
чик36697-08
обратная
δ
2.р.р
= ± 2,4.
Примечания:
1 В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности
при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
δ
1.а.о
–границыдопускаемойосновнойпогрешностиизмеренийактивной
электрической энергии при I = 0,1·I
ном
и cosφ = 0,8;
δ
2.а.о
–границыдопускаемойосновнойпогрешностиизмеренийактивной
электрической энергии при I = I
ном
и cosφ = 0,8;
δ
1.р.о
–границыдопускаемойосновнойпогрешностиизмеренийреактивной
электрической энергии при I = 0,1·I
ном
и sinφ = 0,6;
δ
2.р.о
–границыдопускаемойосновнойпогрешностиизмеренийреактивной
электрической энергии при I = I
ном
и sinφ = 0,6;
δ
1.а.р
– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии
в рабочих условиях применения при I = 0,1·I
ном
и cosφ = 0,8;
δ
2.а.р
– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии
в рабочих условиях применения при I = I
ном
и cosφ = 0,8;
δ
1.р.р
– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической
энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1·I
ном
и sinφ = 0,6;
δ
2.р.р
– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической
энергии в рабочих условиях применения при I = I
ном
и sinφ = 0,6;
2Измерительные каналывключают измерительныеТТ по ГОСТ 7746-2001,
измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в
режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме
измерения реактивной электрической энергии.
Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы време-
ни UTC± 5 с.
Нормальные условия применения:
– температура окружающего воздуха, °С21 … 25; –
относительная влажность воздуха, %30 … 80; –
атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. Ст.)84 … 106;
– напряжение питающей сети переменного тока, В215,6 … 224,4;
– частота питающей сети переменного тока, Гц49,85 … 50,15;
– индукция внешнего магнитного поля, мТл не более0,05.
Рабочие условия применения:
– напряжение питающей сети переменного тока, В198 … 242
– частота питающей сети, Гц49 … 51
Лист № 5
Всего листов 6
минус 30 … 40
5 … 35
– температура (для ТН и ТТ), °С
– температура (для счетчиков, УСПД)
– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего
и вспомогательного оборудования), °С
– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл
10 … 30
0 … 0,5
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место на-
несения – вверху, справа) эксплуатационной документации системы автоматизированной ин-
формационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектрическойэнергии
ОАО «АК «Транснефть».
Комплектность средства измерений
Комплектность добавленной части системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части
ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» с
Изменением № 1 приведена в таблице 3.
3
3
Методика поверки
1
Инструкция по эксплуатации ИЭН 1956РД-12.ЭСУ.ИЭ
1
Формуляр ИЭН 1956РД-12.03 ЭСУ.ФО
1
Кол-во шт.Примечание
1
Таблица 3 – Комплектность
Наименование изделия
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М
Трансформатор тока ТПОЛ-35
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35
Поверка
осуществляетсяподокументуМПtrial-14«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК
«Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев»,
ЛПДС «Рязань» с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ
СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 7 февраля 2014 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
–мультиметр«Ресурс-ПЭ».Пределыдопускаемойабсолютнойпогрешности
измерений 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 измерений 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.
Сведения о методиках (методах) измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт»
по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» с Изменением № 1. Методика измерений
электрической энергии.
Лист № 6
Всего листов 6
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.
Основные положения
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ОАО «Ивэлектроналадка»
Юридический адрес: 153002, Россия, г. Иваново, ул. Калинина, 5.
Почт. адрес: 153032, ул. Ташкентская, д.90, г. Иваново.
Тел. (4932) 230-230. Тел./факс (4932) 29-88-22.
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» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30033-10 от 20.07.2010 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«___» _______________ 2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 26413-08 | Счетчики электрической энергии трехфазные | Kamstrup 382 | Фирма "Kamstrup A/S", Дания | 12 лет | Перейти |
| 83056-21 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 249 на ПСП "Покровка" АО "Оренбург нефть" | Обозначение отсутствует | Акционерное общество "Нефтеавтоматика" (АО "Нефтеавтоматика"), г. Уфа | 1 год | Перейти |
| 72666-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ФПК "Космос-Нефть-Газ" | Нет данных | АО "Энергетическая компания АтомСбыт", г.Воронеж | 4 года | Перейти |
| 43623-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "КАМАЗ" | Нет данных | ГУ "Центр энергосберегающих технологий Республики Татарстан при КМ РТ", г.Казань | 4 года | Перейти |
| 60806-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ОСК Бзугу" | Нет данных | ООО "ПКФ "Тенинтер", 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