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 "Мостранснефтепродукт" по ЛПДС "Володарская" Нет данных, ГРСИ 51830-12
Номер госреестра:
51830-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Мостранснефтепродукт" по ЛПДС "Володарская"
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 7
Приложение к свидетельству № 48793
об утверждении типа средств измерений
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрическойэнергииОАО«АК«Транснефть»вчасти
ОАО «Мостранснефтепродукт» по ЛПДС «Володарская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ОАО «АК «Транснефть»
»
в части ОАО «Мостранснефтепродукт» по
ЛПДС «Володарская» 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 «Мостранснефтепродукт» по
ЛПДС «Володарская» (далее – АИИС КУЭ) реализована в объеме первой пусковой очереди и
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;
– 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.);
– 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
Лист № 2
Всего листов 7
реестресредствизмеренийФедеральногоинформационногофондаРФ),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,
оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ
и передача данных в организации – участники оптового trial 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 РФ) 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.
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 приведены в таблице 1.
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
Лист № 3
Всего листов 7
Наименова-
ние
программы
ное наименование
программного
обеспечения
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора ПО
Convergeverge 3.5.1
ЭнергоМо-
tup.msi)
1E6CE427DAC589A
Таблица 1 – Идентификационные данные
Идентификацион-
Номер версииЦифровой идентификатор
(идентификаци- программного обеспечения
онный номер)(контрольная сумма испол-
(имя файла)
ПО няемого кода)
Landis+Gyr Con-
3.5.001.268B1E67B8256DE3F55
(Conve
r
ge.ms
i
)
Rev. 6450046A96054A2062A1E
Energy Monitor
ни
т
ор
(Web Monitor Se-1.8.0.0
F
E884
A
B490632BC
4
B
(XML Service Se-
tup.msi;
XML Client Se-
–
Ручной им-
порт в
Converge
–
XML Report Gen-
Генератор
erator
9486BC5FC4BC0D3
XML- –26752E133D125F13D;
отчетов 37F58D0D9FB444D
tup.
m
si)
085405EB4A16E7A84
ЭМ Адми-EM Admin (EM621E4F49FB74E52F
нистраторAdmin Setup.msi)9FFADA2A07323FBD
Manual Converge
ImportACA7D544FAD3B166
(Manual Converge916B16BB99359891
Import.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 измерительных каналов и их 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).
ТТ
ТН
2
ЛПДС Володар-
ская ЗРУ-6 кВ
ПС-210 «Налив-
ная» яч. 4 ввод
№ 2 в ЗРУ № 2
КлТ=0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-4ТМ.03М
ТТ
ТН
–
3
ЛПДС
Володарская ПС-
210 «Наливная»
панель СН
СЭТ-4ТМ.03М
ТТ
ТН
4
ЛПДС Володар-
ская ЗРУ-6 кВ
ПС-210 «Налив-
ная» яч. 29 ввод
от Т-1
КлТ=0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-4ТМ.03М
ТТ
ТН
5
ЛПДС Володар-
ская ЗРУ-6 кВ
ПС-210 «Налив-
ная» яч. 3 ввод от
Т-2
КлТ=0,2S/0,5
36697-08
СЭТ-4ТМ.03М
Вид
Фаза
Вид элек-
Обозначениетрической
энергии
Погреш-
ность, %
ТН
1
СЭТ-4ТМ.03М
обратная
Лист № 4
Всего листов 7
Таблица 2 – Состав и метрологические характеристики измерительных каналов
Канал измеренийСостав измерительного канала
Классточности,
Номер Наименованиекоэффициент
ИКприсоединения трансформации,
№ГосреестраСИ
12345678
КлТ=0,5S A ТОЛ – активная δ
1.а.о
= ± 1,5;
ТТК
тт
=600/5BТОЛпрямая;δ
2.а.о
= ± 1,3;
ЛПДС Володар- 47959-11
CТОЛ
– активнаяδ
1.р.о
= ± 2,3;
ская ЗРУ-6 кВ
КлТ=0,5
A
обратная;δ
2.р.о
= ± 1,9;
ПС-210 «Налив-
К
тт
=6000/100
B
НАМИТ-10
– реактивная δ
1.а.р
= ±
1,6; ная» яч. 26 ввод
16687-07
C
прямая; δ
2.а.р
= ±
1,4;
№ 1 в ЗРУ № 2
Счет- КлТ=0,2S/0,5
– реактивная δ
1.р.р
= ± 2,7;
чик36697-08
2.р.р
δ= ± 2,4.
КлТ=0,5S
К
тт
=600/5
47959-11
КлТ=0,5
К
тт
=6000/100
16687-07
AТОЛ
BТОЛ
CТОЛ
A
BНАМИТ-10
C
Счет-
чик
– активнаяδ
1.а.о
= ± 1,5;
прямая;δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активнаяδ
1.р.о
= ± 2,3;
обратная;δ
2.р.о
= ± 1,9;
– реактивная δ
1.а.р
= ± 1,6;
прямая;δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная δ
1.р.р
= ± 2,7;
обратнаяδ
2.р.р
= ± 2,4.
КлТ=0,5S
К
тт
=100/5
22656-07
AТ-0,66
BТ-0,66
CТ-0,66
A
B–
C
Счет-
чик
– активная
δ
1.а.о
= ±
1,3;
прямая;
δ
2.а.о
= ±
1,0;
– активная
δ
1.р.о
= ±
2,0;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,6;
– реактивная
δ
1.а
.р
=
± 1,5;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,2;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,5;
обратная
δ
2
.
р.р
= ±
2,2.
КлТ=0,2S/0,5
36697-08
КлТ=0,5S
К
тт
=1000/5
2473-05
КлТ=0,5
К
тт
=6000/100
16687-07
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BНАМИТ-10
C
Счет-
чик
– активнаяδ
1.а.о
= ± 1,5;
прямая;δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активнаяδ
1.р.о
= ± 2,3;
обратная;δ
2.р.о
= ± 1,9;
– реактивная δ
1.а.р
= ± 1,6;
прямая;δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная δ
1.р.р
= ± 2,7;
обратнаяδ
2.р.р
= ± 2,4.
КлТ=0,5S
К
тт
=1000/5
2473-05
КлТ=0,5
К
тт
=6000/100
16687-07
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BНАМИТ-10
C
Счет-
чик
– активнаяδ
1.а.о
= ± 1,5;
прямая;δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активнаяδ
1.р.о
= ± 2,3;
обратная;δ
2.р.о
= ± 1,9;
– реактивная δ
1.а.р
= ± 1,6;
прямая;δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная δ
1.р.р
= ± 2,7;
обратнаяδ
2.р.р
= ± 2,4.
Лист № 5
Всего листов 7
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 каналы включают измерительные 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 в установленном порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ.
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
– температура (для ТН и ТТ), °С[–30] … 40
– температура (для счетчиков, УСПД)5 … 35
– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего
и вспомогательного оборудования), °С10 … 30
– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл0 … 0,5
Среднее время наработки на отказ 8796 ч
Средний срок службы 12 лет
Лист № 6
Всего листов 7
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
Комплектностьсистемыавтоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческогоучета электрической энергииОАО «АК«Транснефть»вчасти
ОАО «Мостранснефтепродукт»по ЛПДС «Володарская» определяется проектной
документацией на АИИС КУЭ.
Поверка
осуществляется по методике поверки МП 51830-12 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК
«Транснефть» в части ОАО «Мостранснефтепродукт» по ЛПДС «Володарская». Методика
поверки», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 26 октября 2012 г. с
изменением 1 от 15.01.2015 г.
Межповерочный интервал 4 года.
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 «Мостранснефтепродукт» по
ЛПДС «Володарская». Методика измерений электрической энергии. Свидетельство об аттеста-
ции № 01.00230/25-2012 от 26.10.2012 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.
Основные положения
Рекомендации по областям применения в сферах государственного регулирования
обеспечения единства измерений
При осуществлении торговли.
Лист № 7
Всего листов 7
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» зарегистрирован в
Государственном реестре средств измерений под № 30033-10.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п. «___» ___________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 52213-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Орловской области (ГТП Западная, Приборная, Отрада Тяговая) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49107-12 | Системы информационно-измерительные учета количества энергоресурсов, оперативного контроля и анализа инженерных систем объектов ИИС "ИЦ ЭТА" | Нет данных | ООО "ИЦ "Энерготехаудит", г.Набережные Челны | 4 года | Перейти |
| 39986-08 | Система измерительная количества теплоты ОАО "Евразруда" | Нет данных | ОАО "Евразруда", г.Новокузнецк | 1 год | Перейти |
| 55173-13 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 281 при Первомайском ТП НГДУ "Прикамнефть" | Нет данных | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 28278-07 | Системы измерительные автоматизированные контроля и учета энергоресурсов | АСТЭМ | ООО НПФ "ТЭМ-прибор", 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