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 и мощности ООО "Невские пороги" Нет данных, ГРСИ 52943-13
Номер госреестра:
52943-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "Невские пороги"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энергоучет-Автоматизация", г.С.-Петербург
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 № 50103
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии и мощности ООО «Невские пороги»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности ООО «Невские пороги» (далее АИИС КУЭ) предназначена для
измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной
отдельными технологическими объектами ООО «Невские пороги» по адресу: г. Санкт-
Петербург, Ленинградская область, Всеволожский район, поселок им. Свердлова, мкр. № 1,
уч.15/4), сбора, обработки, хранения полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
периодический (1 раз в 30 мин., 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический
сборпривязанныхкединомукалендарномувременирезультатовизмерений
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;
-
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных
о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка
электроэнергии;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
-
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – трансформаторы тока (ТТ) типа ТМ-0,66М У3, 1000/5, Госреестр СИ
№ 36382-07 и ТТЭ-85,1000/5, Госреестр СИ № 32501-08, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-
2001 и счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа Альфа
А1805RAL-P4GB-DW-4, Госреестр СИ № 31857-11, класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-
2005 для активной электрической энергии и класс точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для
реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (3
точки измерения);
2-й уровень – каналообразующая аппаратура (преобразователи интерфейсов,
модемы), центр сбора и обработки данных (ЦСОД) совмещенный с автоматизированным
рабочим местом (АРМ) энергетика с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазныетокии напряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии типа Альфа
А1805RAL-P4GB-DW-4.
Счетчики производят измерение действующих (среднеквадратических) значений
напряжения и тока и рассчитывают полную мощность.
Лист № 2
всего листов 6
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения
мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных
значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений
напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U*I.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S
2
– P
2
)
0,5
.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем
интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний
уровень системы.
На верхнем – втором уровне системы выполняется последующее формирование и
хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача данных в ЦСОД АРМ потребителя осуществляется по локальной сети пред-
приятия. Передача данных в ЦСОД гарантирующего поставщика (сбытовой компании) осу-
ществляется по каналу телефонной сети общего пользования (ТФОП) или каналу передачи
данных стандарта GSM.
Коррекция часов счетчиков производится от часов ЦСОД гарантирующего поставщика
(сбытовой компании) в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если
расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и передается в
ЦСОД АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, сервера БД) не
превышает ±5 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы,
минуты) коррекциичасовуказанныхв момент непосредственнопредшествующий
корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
№ Наименование
ИКобъекта
Трансформатор тока
ТП-1 Т1 Т-0,66 М У3;
1000/5; 0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Госреестр СИ
№ 36382-07
1 зав.№ 887685;
зав. № 887684;
зав. № 887683
ТП-1 Т2 Т-0,66 М У3;
1000/5; 0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Госреестр СИ
№ 36382-07
2 зав.№ 887733;
зав. № 887732;
зав. № 887731
Состав измерительного канала
Счетчик электрической энергии Оборудование (2-й уровень)
Альфа А1805
RAL-P4GB-DW-4 ;
I
ном
(I
макс
) = 5 (10) А;
U
ном
= 3х220/380 В;
класс точности:Каналообразующая
по активной энергии - 0,5S; аппаратура,
ГОСТ Р 52323-2005 ПО АльфаЦентр
по реактивной - 1,0;
ГОСТ Р 52425-2005;
Госреестр СИ № 31857-11;
зав. №: 01248280
Альфа А1805
RAL-P4GB-DW-4;
I
ном
(I
макс
) = 5 (10) А;
U
ном
= 3х220/380 В;
класс точности:
поактивнойэнергии– 0,5S;
ГОСТ Р 52323-2005
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52425-2005;
Госреестр СИ № 31857-11;
зав. № 01248281
Лист № 3
всего листов 6
№ Наименование
ИКобъектаТрансформатор тока
ТП-2 Т3 ТТЭ-85;
1000/5; 0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Госреестр СИ
№ 32501-08
3зав.№ 24847;
зав. № 24852;
зав. № 24824
Состав измерительного канала
Счетчик электрической энергии Оборудование (2-й уровень)
Альфа А1805
RAL-P4GB-DW-4;
I
ном
(I
макс
) = 5 (10) А;
U
ном
= 3х220/380 В;
класс точности:
по активной энергии – 0,5S;
ГОСТ Р 52323-2005
по реактивной – 1,0;
ГОСТ Р 52425-2005;
Госреестр СИ № 31857-11;
зав. №: 01212058
Примечание: Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторов,счетчиковна
аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не
хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая
часть.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в со-
ставе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «Альфа-
ЦЕНТР» под № 44595-10.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изме-
нений в соответствии с МИ 3286-2010 – C.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 2.
Таблица 2
Наименование про-
граммного обеспече-
ния
Наименование
файла
Номер версии
программного
обеспечения
ПО «АльфаЦЕНТР» PE
Ac_metrology.dll
12.01
MD5
Алгоритм вычисле-
ния цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
Цифровой иденти-
фикатор программ-
ного обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
3E736B7F380863F44
CC8E6F7BD211C54
·
ПределдопускаемойдополнительнойабсолютнойпогрешностиИВК
«АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной
информации, составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного)
значения;
·
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и
способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР»;
Метрологические и технические характеристики
ОсновныеметрологическиеитехническиехарактеристикиАИИСКУЭприведенывтабл. 3.
Таблица 3
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ
Отклонение напряжения от номинального, %
Номинальные значения первичных токов ТТизмерительных каналов, А
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока
3
0,4
± 10
1000
от 1 до 120
Лист № 4
всего листов 6
0,5–1
от 5 до 35
Коэффициент мощности, cos φ
Диапазон рабочих температур для компонентов системы:
– трансформаторов тока, счетчиков,
°
С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех
компонентов системы, с
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее
±5
120000
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и
реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации
АИИС КУЭ ООО «Невские пороги» приведены в табл. 4.
Таблица 4
Активная энергия
Реактивная энергия
№ Наименование
ИК присоединения
cos
j
Значение
1%I
ном
≤ I < 5%
I
ном
5%I
ном
≤ I <
2
0%
I
ном
2
0
%I
ном
≤ I
<
1
0
0%I
ном
1
0
0%
I
ном
≤ I ≤ 120%
I
ном
1,0±2,1±1,2±1,0±1,0
0,8±3,0±1,9±1,3±1,3
1
ТП
-1
Т
1 2
ТП
-1
Т
2 3
ТП
-2
Т
3 1
ТП
-1
Т
1 2
ТП
-1
Т
2 3
ТП
-2
Т
3 1
ТП
-1
Т
1 2
ТП
-1
Т
2
3
ТП
-2
Т
3
0,5±5,4±3,0±2,1±2,1
0,8±5,0±3,5±2,9±2,9
1
ТП
-1
Т
1 2
ТП
-1
Т
2 3
ТП
-2
Т
3 1
ТП
-1
Т
1 2
ТП
-1
Т
2
3
ТП
-2
Т
3
0,5±3,5±2,8±2,4±2,4
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
счётчик – среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч., средний срок
службы 30 лет;
-
трансформаторы тока типа Т-0,66 М У3 – среднее время наработки на отказ не
менее Т = 400000 ч., средний срок службы 25 лет;
-
трансформаторы тока типа ТТЭ-85 – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 30000 ч., средний срок службы 25 лет
Надежность системных решений:
§
резервирование каналов связи и баз данных: информация о результатах измерений
может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по основному
и резервному каналам передачи данных. Данные результатов измерений сохраня-
ются в резервируемых базах данных потребителя и гарантирующего поставщика.
§
регистрация событий:
-
в журнале событий счётчика:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
§
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
электросчётчика, трансформатора тока;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
Лист № 5
всего листов 6
-
испытательной колодки;
§
защита информации на программном уровне:
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на ПО ЦСОД АРМ.
Глубина хранения информации:
§
счетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не trial
120 суток;
§
ЦСОД – хранение результатов измерений и информации состояний средств изме-
рений – за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наноситсятипографскимспособомнатитульныйлистэксплуатационной
документациина систему автоматизированнуюинформационно-измери-тельную
коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Невские пороги».
Комплектность средства измерений
НаименованиеКол-во
Трансформатор тока Т-О,66 МУ3 6
Трансформатор тока ТТЭ-85 3
Счётчик электрической энергии многофункциональный типа Альфа А1805
RAL-P4GB-DW-43
Аналоговый модем ZyXEL U336Eplus1
GSM-модем Novacom RRUS-MC-52iT1
Преобразователь интерфейсов MOXA NPort 64501
Методика измерений ЭУАВ.031204.006-МИ1
Паспорт ЭУАВ.031204.006-МИ -ПС1
Поверка
осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
-
средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками по-
верки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также
приведенные в таблице 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе ЭУАВ.031204.006-МИ «Методика
измеренийэлектрическойэнергииимощностисиспользованиемсистемы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и
мощности ООО «Невские пороги». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00254-2012
от 12.12.2012.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «Невские
пороги»
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».
3. МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электрической энергии. ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ПОВЕРКИ».
Лист № 6
всего листов 6
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
– осуществление торговли и товарообменных операций.
ИзготовительООО «Энергоучет-Автоматизация»
Адрес: 195197, г. Санкт-Петербург, ул. Жукова, д.19.
Тел./факс (812) 540-14-84.
Е-mail:
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФБУ «Тест-С.-Петербург» зарегистрирован в Государственном реестре
под № 30022-10.
190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д.1.
Тел.: (812) 244-62-28, 244-12-75, факс: (812) 244-10-04.
E-mail:
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по
техническому регулированию
и метрологии
Ф.В. Булыгин
М.П.
«____»___________2013г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 42833-09 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 586 ОАО "Мохтикнефть" | Нет данных | ЗАО "ИПФ "Вектор", г.Тюмень | 1 год | Перейти |
| 62065-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Ай" в границах Челябинской области Южно-Уральской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 62174-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Брюховецкая" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 4020-74 | Ваттметры поглощаемой мощности колориметрические | МКЗ-18А | П/я А-3623 (НПО "Кварц"), г.Нижний Новгород | Нет данных | Перейти |
| 54829-13 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 ПСП "Муханово" ОАО "Самаранефтегаз" | Нет данных | ОАО "ОЭГ "Петросервис", г.Москва | 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