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 ООО "Балттранснефтепродукт" по ГПС "Кириши" Нет данных, ГРСИ 51829-12
Номер госреестра:
51829-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ГПС "Кириши"
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
×
![]()
Приложение к свидетельству № 48792/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1577 от 19.07.2017 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрическойэнергииОАО«АК«Транснефть»вчасти
ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по
ГПС «Кириши» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и
мощности, измерений времени в координированной шкале времени UTC.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений.
Включают в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения, счётчики активной и
реактивной электрической энергии и мощности по каждому присоединению (точке измерений)
и технические средства приема-передачи данных. 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-
концетратора (каналообразующей аппаратуры).
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ
ОАО «АК «Транснефть» (далее - ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть»), регистрационный
номер 54083-13, включает в себя серверы баз данных (СБД) АИИС КУЭ, серверы приложений,
автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и энергосбытовых организаций, сервер
синхронизации системного времени, программное обеспечение ПК «Энергосфера» (далее -
ПО ПК «Энергосфера»), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных
средств, выполняющих сбор информации с первого уровня, ее обработку, хранение и передачу
данных результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
- подготовка и передача результатов измерений в организации-участники оптового
рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированногодоступанафизическоми программном уровне (установкапаролей ит.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени в АИИС КУЭ);
- формирование журналов событий АИИС КУЭ.
Лист № 2
Всего листов 8
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям
активной и полной мощности. 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, оформление справочных и отчетных документов, отображение
информации на мониторах АРМ.
Передача данных в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе в АО «АТС»,
АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, осуществляется с ИВК, в том числе АРМ энергосбытовой
компании через каналы связи по протоколу TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов
установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке
получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
Допускается, в случае возникновения технических проблем, передача данных с
задержкой, но на срок не более трех рабочих дней. Передача результатов измерений с первого
уровня АИИС КУЭ в ИВК и команд синхронизации часов от ИВК с первым уровнем
АИИС КУЭ организованы с использованием основного и резервного каналов связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение
времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними
таймерами устройств, входящих в систему.
Синхронизация часов устройств АИИС КУЭ с единым календарным временем
обеспечивается источником частоты и времени/сервером синхронизации времени ССВ-1Г
основного и резервного.
Сличение часов счетчиков и ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом сеансе связи, но
не реже одного раза в сутки. Корректировка осуществляется не реже одного раза в сутки и при
расхождении показаний часов счетчиков и сервера ИВК АИИС КУЭ на величину более ±1 с в
формате «ММ:СС». Время на счетчиках может соответствовать часовому поясу региона, при
этом приведение результатов измерений к московскому времени осуществляется на уровне
ИВК автоматически.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
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.
На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих
мероприятий:
- ограничение доступа к серверу АИИС КУЭ;
- установление учетных записей пользователей и паролей доступа к серверуАИИС КУЭ.
Лист № 3
Всего листов 8
В АИИС КУЭ обеспечена сохранность информации при авариях. Под авариями следует
понимать потери питания и отказы (потери работоспособности) технических и программно-
технических средств.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии,
отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и
расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент,
непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1.
ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной
информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при
передачеявляетсякодированиеданных,обеспечиваемоепрограммнымисредствами
ПО ПК «Энергосфера».
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера»
Библиотека pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 7.1
Цифровой идентификатор ПО
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Вид
Фаза
Погреш-
ность, %
КлТ=0,5S
К
тт
=1500/5
№ 47959-11
КлТ=0,5
КлТ=0,2S/0,5
КлТ=0,5S
Ктт=1500/5
№ 47959-11
КлТ=0,5
КлТ=0,2S/0,5
№ 22656-07
–
КлТ=0,2S/0,5
ТТ
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и метрологические характеристики
Канал измеренийСостав измерительного канала
№ Наименование
ИК присоединения
Классточности,
коэффициент
трансформации,
№вреестреСИ
ТипУСПД
Вид элек-
трической
энергии
123
4
=
±1,5
=
±2,3
=
±1,9
Ктн=6000/100
№ 16687-07
НАМИТ-10
1.
р
.
р
δ=
ТТ
ГПС
«Кириши»
ЗРУ-6 кВ
1«Север»,
Ввод №1 6 кВ,
ТН
1 секция 6 кВ,
яч.№5
Счет-
чик
№ 36697-08
Сикон С70
56789
А ТОЛ – активная
δ
1.а.о
;
BТОЛпрямая;
δ
2.а.о
= ±1,3;
CТОЛ– активная
δ
1.р.о
;
А
№ 28822-05
обратная;
δ
2.р.о
;
B – реактивная
δ
1.а.р
= ±1,6;
C прямая;
δ
2.а.р
= ±1,4;
=
±1,5
=
±2,3
СЭТ-4ТМ.03М
– реактивная
±2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±2,4
АТОЛ– активная
δ
1.а.о
;
BТОЛпрямая;
δ
2.а.о
= ±1,3;
CТОЛ– активная
δ
1.р.о
;
2.
р
.
о
δ=
Ктн=6000/100
№ 16687-07
=
±2,7
ТТ
ГПС
«Кириши»
ЗРУ-6 кВ
2«Север»,
Ввод №2 6 кВ,
ТН
2 секция 6 кВ,
яч.№30
Счет-
чик
Сикон С70
№ 36697-08
КлТ=0,5S
Ктт=50/5
А
НАМИТ-
№ 28822-05
обрат
н
ая;
±1,9;
B10– реактивная
δ
1.а.р
= ±1,6;
C прямая;
δ
2.а.р
= ±1,4;
СЭТ-4ТМ.03М
– реакт
и
в
н
ая
δ
1.р.р
;
обратная
δ
2.р.р
= ±2,4
АТ-0,66– активная
δ
1.а.о
= ±1,3;
BТ-0,66прямая;
δ
2.а.о
= ±1,0;
1.
р
.
о
δ=
±1,6;
ТН
1.
р
.
р
δ=
ТТ
ГПС
«Кириши»
ЗРУ-6 кВ
3«Север»,
Ввод №1 6 кВ,
яч.№2, ТСН-1
секция 0,4 кВ
Счет-
чик
CТ-0,66– активная
±2,0;
А
С
ик
он
С
70
обратная;
δ
2.р.о
=
B
–
№ 28822-05
– реактивная
δ
1.а.р
= ±1,5;
C прямая;
δ
2.а.р
= ±1,2;
№ 36697-08
КлТ=0,5S
К
тт
=50/5
4ГПС
«Кириши»
ЗРУ-6 кВ
«Север»,
№ 22656-07
СЭТ-4ТМ.03М
– реакт
и
вная
±2,5;
обратная
δ
2.р.р
=
±2,2
АТ-0,66
Си
к
он С70
– активная
δ
1.а.о
= ±1,3;
BТ-0,66
№ 28822-05
прямая;
δ
2.а.о
= ±1,0;
CТ-0,66– активнаяδ
1.р.о
=
Лист № 5
Всего листов 8
Аобратная;
2.
р
.
о
ТН––
1.
р
.
р
δ=
Ввод №2 6 кВ,±2,0;
яч.№33, ТСН-2
δ=
секция 0,4 кВ
±1,6;
B – реактивная
δ
1.а.р
= ±1,5;
C прямая;
δ
2.а.р
= ±1,2;
чик
Счет-
КлТ=0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
– реактивная
±2,5;
№ 36697-08обратная
δ
2.р.р
=
±2,2
Примечания:
1 В столбце 9 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 электрической
энергии при I = 0,1·I
ном
и cosφ = 0,8;
δ
2.а.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической
энергии при I = I
ном
и cosφ = 0,8;
δ
1.р.о
–границыдопускаемойосновнойпогрешностиизмеренийреактивной
электрической энергии при I = 0,1·Iном 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;
2 Измерительные каналы включаютизмерительные ТТ 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.
3 Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим
описанием типа.
Значение
±5
от 198 до 242
от 49 до 51
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
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной
шкалы времени UTC, с
Нормальные условия применения:
– температура,°С
– относительная влажность воздуха, %
– атмосферное давление, кПа
– напряжение питающей сети переменного тока, В
– частота питающей сети переменного тока, Гц
– индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более
Рабочие условия применения:
– напряжение питающей сети переменного тока, В
– частота питающей сети, Гц
Лист № 6
Всего листов 8
от -30 до +40
от +5 до +35
– температура (для ТН и ТТ),°С
– температура (для счетчиков, УСПД),°С
– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего и
вспомогательного оборудования),°С
– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл
Среднее время наработки на отказ, ч
Средний срок службы, лет
от +10 до +30
от 0 до 0,5
8965
12
Знак утверждения типа
наносится с помощью принтера на титульные листы эксплуатационной документации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической
энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши».
Лист № 7
Всего листов 8
Комплектность средства измерений
Паспорт-формуляр
ИЭН 1954РД-12.ЭСУ.ПС
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Счетчик электрической энергии
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
УСПД
Устройство синхронизации времени
Программное обеспечение
Методика поверки
Инструкция по эксплуатации
Обозначение
СЭТ-4ТМ.03М
ТОЛ
Т-0,66
НАМИТ-10
Сикон С70
ССВ-1Г
ПК «Энергосфера»
МП 51829-12
ИЭН 1954РД-12.ЭСУ.ИЭ
Количество
4 шт.
6 шт.
6 шт.
2 шт.
1 шт.
2 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 51829-12 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого
учета электрической энергии ОАО
«АК «Транснефть» в части
ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши». Методика поверки с изменением № 1»,
утвержденному руководителем ФБУ «Пензенский ЦСМ» 03.05.2017 г.
Основные средства поверки:
-
мультиметр «Ресурс-ПЭ», регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений 33750-12;
-
радиочасы РЧ-011, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
по обеспечению единства измерений 35682-07.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на
свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведенывдокументе«Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО
«Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши». Методика измерений электрической энергии.
Свидетельство об аттестации № 01.00230/23-2012 от 26.10.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК
«Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Лист № 8
Всего листов 8
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Ивэлектроналадка» (ОАО «Ивэлектроналадка»)
ИНН 3729003630
Адрес: 153032, г. Иваново, ул. Ташкентская, д. 90
Юридический адрес: 153002, Россия, г. Иваново, ул. Калинина, д. 5
Телефон: +7 (4932) 230-230
Факс: +7 (4932) 29-88-22
Модернизациясистемыавтоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческогоучетаэлектрическойэнергииОАО «АК«Транснефть»вчасти
ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши» проведена:
Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть – Балтика»
(ООО «Транснефть – Балтика»)
ИНН 4704041900
Адрес: 195009, г. Санкт-Петербург, Арсенальная набережная, д. 11, лит. А
Телефон: +7 (812) 380-62-25
Факс: +7 (812) 660-07-70
Испытательный центр
ГЦИ
СИ
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный
центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области»
(ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440039, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20
Телефон (факс): +7 (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 20.07.2017 г.
В части вносимых изменений:
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 47015-11 | Счетчики активной электрической энергии однофазные многотарифные | КАСКАД 200-МТ | ОАО "КАСКАД", г.Черкесск | 10 лет | Перейти |
| 60781-15 | Системы автоматизированные информационно-измерительные контроля и учета энергоресурсов | СИМ-ЭНЕРГО | АО "Связь инжиниринг М", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 72286-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Синэрго" для электроснабжения ООО "Уральские локомотивы" и ООО "Предприятие "Трубопласт" | Нет данных | ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 53810-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности комплекса зданий Конституционного суда РФ | Нет данных | ООО "Энергоучет-Автоматизация", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 72657-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" 6 очередь | Нет данных | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 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