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
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии СЦ "Энергия" Нет данных, ГРСИ 53504-13
Номер госреестра:
53504-13
Наименование СИ:
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии СЦ "Энергия"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Сервисный центр "Энергия", г.Химки
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
15.05.2018
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 50755
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системыавтоматизированныеинформационно-измерительные
коммерческого учетаэлектрической энергиинизкогонапряжения
розничного рынка электроэнергии СЦ «Энергия»
Назначение средства измерений
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого
учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии СЦ
«Энергия» (далее АИИС) предназначены для измерения активной и реактивной
электрической энергии в сетях низкого напряжения, измерения времени в шкале времени
UTC(SU).
Описание средства измерений
АИИС представляет собой трехуровневую многоканальнуюизмерительную
систему с распределенной функцией измерения и централизованной функцией управления,
выполняемую по типовому проекту.
Первый уровень включаетв себяинформационно-измерительные комплексы
точек измерения (ИИК ТИ), в состав которых входят трансформаторы тока и счетчики
электрической энергии типа МТ (модификации МТ371) или МЕ (модификации МЕ371).
Результаты измерений активной и реактивной электрической энергии от групп
счетчиков собираются устройствами сбора и передачи данных (УСПД) типа POREG
P2LPC, образующими второй уровень АИИС – измерительно-вычислительный комплекс
электроустановки (ИВКЭ).
ТретийуровеньАИИСпредставляетсобойизмерительно-вычислительный
комплекс (ИВК), состоящий из сервера базы данных (СБД), встроенного в СБД тайм-
сервера, автоматизированного рабочего места (АРМ). ИВК обеспечивает автоматическое
управление УСПД, подключенных к нему, в том числе обеспечивает автоматическое
считывание результатов измерений электрической энергии, хранящихся в памяти УСПД,
вычисление приращений электрической энергии, в том числе с учетом коэффициентов
трансформации измерительных трансформаторов, передачу команд синхронизации в
УСПД по протоколу NTP.
Трансформаторы тока,счетчики электрической энергии, УСПД совместно с
линиями связи и сервером базы данных ИВК образуют измерительные каналы.
Принцип действия АИИС при измерении электрической энергии заключается в
измерении электрической энергии с использованием счетчиков электрической энергии.
На входы цепей тока трансформаторных счетчиков подается масштабированный с
помощью трансформаторов тока, соответствующих ГОСТ 7746-2001, электрический
сигнал; на входы цепей тока счетчиков непосредственного включения подается ток,
потребляемыйэнергопринимающимиустройствамипотребителей.Счетчики
осуществляют преобразование тока и напряжения с помощью аналого-цифрового
преобразователя в цифровые коды, которые перемножаются для вычисления мгновенных
значений электрической мощности. Активная и реактивная электрическая энергия
вычисляются путем математической обработки значений мгновенной мощности и
мгновенных значений тока и напряжения. Результаты измерений периодически
сохраняются в памяти счетчиков с указанием метки времени в шкале UTC(SU) с учетом
часового пояса, формируя графики нагрузки. УСПД обеспечивает периодическое чтение
результатов измерений их обработку и сохранение в энергонезависимой памяти. Группы
ИИК ТИ, включающие однофазные и трехфазные счетчики прямого и трансформаторного
включения, объединенные одним УСПД, представляют собой самостоятельное средство
Лист № 2
Всего листов 6
измерений - комплексы учета
(КУ)
электроэнергии
низкого напряжения типа
СЦЭ
PLC 371
(Г.р. № 52067-12). Данные, хранящиеся в УСПД, по запросу СБД ИВК АИИС
передаются в систему управления базами данных для хранения и обработки результатов
измерений с использованием клиентского программного обеспечения.
Принцип действия АИИС при измерении времени заключается в синхронизации
часов УСПД, со шкалой UTC(SU) по протоколу NTP, используя в качестве сервера
точного времени тайм-сервер в составе сервера базы данных ИВК АИИС. Тайм-сервер
ИВК АИИС автоматически синхронизует собственные часы по протоколу NTP с тайм-
сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени
ГСВЧ РФ. УСПД формирует команды синхронизации часов счетчиков и передает их в
счетчики с использованием встроенного модема, работающего по технологии DLC.
Программное обеспечение
Программное обеспечение АИИС установлено на СБД, входящем в состав ИВК, и
на АРМ. Сведения о составе метрологически значимого программного обеспечения
АИИС, приведены в таблице 1.
В качестве операционной системы в СБД ИВК АИИС используется операционная
система Microsoft Windows Server 2003, в качестве системы управления базами данных
используется Microsoft SQL Server, в качестве прикладного программного обеспечения
используется программное обеспечение системы коммерческого учета энергопотребления
автоматизированной «SEP2» (Госреестр № 17564-09).
Прикладное программное обеспечение обеспечивает
формирование
команд
сбора
данных, хранящихся в памяти УСПД КУ, входящих в состав АИИС, выполняет обработку,
заключающуюся в умножении результатов измерений на коэффициенты трансформации
ТТ, передает
результаты измерений в систему управления базами данных для хранения.
Прикладноепрограммноеобеспечениепокомандепользователяобеспечивает
формирование выходного файла с результатами измерений приращений активной
электрической энергии, в том числе суммарное приращение электрической энергии за
каждые
сутки расчетного периода и
посуточные приращения электрической
энергии по
каждому из тарифов.
Программное обеспечение, установленное на АРМ, обеспечивает предоставление
прямого доступа к СБД в составе ИВК АИИС для формирования файлов с результатами
измерений.
Таблица 1 – Идентификационные данные метрологически значимого программного
обеспечения
Наименование
программного
обеспечения
Идентифика-
ционное наиме-
нованиепро-
граммного
обеспечения
Номерверсии
(идентификацион-
ныйномер)
программного
обеспечения
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора
програм-
много
обеспечения
Программное обеспечение СБД АИИС
SEP2Collect
SEP2Dbmanager
V1.95 (07.03.2008)
V1.95 (07.03.2008)
1499917237 CRC32
2029352950 CRC32
SEP2Report
SEP2Collect. exe
SEP2Dbmanager
. exe
SEP2Report.exe
V1.95 (15.07.2009)
3528797345CRC32
Программное обеспечение АРМ
SEP2Dbmanager
V1.95 (07.03.2008)
2029352950CRC32
SEP2Report
SEP2Dbmanager
. exe
SEP2Report.exe
V1.95 (15.07.2009)
3528797345CRC32
Лист № 3
Всего листов 6
Уровень защиты программного обеспечения по МИ 3286-2010 - «C».
Метрологические и технические характеристики
Класс точности трансформаторов тока, по ГОСТ 7746-2001..............................................0,5
Класс точности счетчиков при измерении активной электрической энергии по
ГОСТ Р 52322-2005 ..................................................................................................................1
Класс точности счетчиков при измерении реактивной электрической энергии по ГОСТ Р
52425-2005 ................................................................................................................................2
Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС с
трехфазными трансформаторными счетчиками при доверительной
вероятности 0,95 при
измерении активной (δ
W
A
) и реактивной (δ
W
P
) электрической энергии в рабочих условиях
применения........................................................................................... приведены в таблице 2
Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС с
трехфазными счетчиками непосредственного включения при доверительной вероятности
0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения, не
более,...............................................................................................................................± 2,5 %
Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС с
однофазными счетчиками непосредственного включения при доверительной вероятности
0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения, не
более ...............................................................................................................................± 3,8 %
Таблица 2 – Границы допускаемой погрешности измерительных каналов АИИС с
трехфазными счетчиками трансформаторного включения
I, % от IномКоэффициентδ
W
A
, %δ
W
р
, %
мощности
5 0,5
5 0,8
50,865
51
200,5
200,8
200,865
201
100, 1200,5
100, 1200,8
100, 1200,865
100, 1201
± 5,8± 3,9
± 3,7± 5,2
± 3,5± 6,1
± 3,0-
± 3,6± 3,3
± 2,9± 3,8
± 2,8± 4,1
± 2,7-
± 3,1± 3,2
± 2,7± 3,4
± 2,7± 3,6
± 2,6-
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии
относительно шкалы времени UTC(SU) не более, мин ...................................................± 0,5.
Лист № 4
Всего листов 6
Предел допускаемого значения поправки часов тайм-сервера ИВК АИИС не более, с...± 5.
Период регистрации показаний электрической энергии выбирается из ряда:........
30 минут, 1
сутки, 1 месяц
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии........................................1 сутки
Формирование выходного файла для передачи внешним системам...... автоматизированное
Глубина хранения результатов измерений не менее, лет ....................................................3,5
Рабочие условия применения АИИС:
температура окружающего воздуха для оборудования ИВК АИИС................. от 5 до 40
°
С;
температура окружающего воздуха для УСПД АИИС..........................от минус 20 до 60
°
С;
температура окружающего воздуха для счетчиков................................ от минус 40 до 70
°
С;
температура окружающего воздуха для трансформаторов тока ...........от минус 45 до 60
°
С;
частота напряжения сети, Гц............................................................................. от 49,5 до 50,5.
Допускаемы значения информативных параметров:
ток (для измерительных каналов с трансформаторными счетчиками), % от I
ном
.от 5 до 120;
напряжение, % от U
ном
........................................................................................... от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos
j
............................................................ 0,5 инд. – 1,0 - 0,8 емк.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныйлистформуляра
СЦЭ.425210.032ФО.Системаавтоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электрической энергиинизкого напряжениярозничного рынка
электроэнергии СЦ «Энергия». Формуляр.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС приведена в таблице 3.
Таблица 3
Тип, модификация
СЦЭ PLC-371
Наименование
Комплексучетаэлектроэнергии
низкого напряжения в составе:
Трансформаторы тока
Счетчики электроэнергии
Счетчики электроэнергии
По ГОСТ 7746-2001
МТ, МТ371
МЕ, МЕ371
Количество
Всоответствиис
проектной документацией
Всоответствиис
формуляром
СЦЭ.425210.025 ФО
Устройствосбораипередачи POREG P2LPC1
данных
Сервер баз данных
ССД.011
АРМ.01 1
СЦЭ.425210.032Д1 1
Автоматизированное рабочее место
Системаавтоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электрической
энергии низкогонапряжения
розничного рынка электроэнергии СЦ
«Энергия». Методика поверки
Системаавтоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электрической
энергии низкогонапряжения
розничного рынка электроэнергии СЦ
«Энергия». Формуляр
СЦЭ.425210.032ФО1
Лист № 5
Всего листов 6
Поверка
осуществляетсяподокументуСЦЭ.425210.032Д1«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергиинизкого
напряжениярозничного рынка электроэнергии СЦ «Энергия». Методика поверки»,
утвержденному ФГУП «СНИИМ» в декабре 2012 г.
Основное поверочное оборудование: тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» из
состава средств передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка
системных часов не более ± 10 мкс); мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11),
вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10).
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими
нормативными документами по поверке:
-
измерительные трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217;
-
счетчики электрической энергии МТ – в соответствии с методикой поверки
«Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии МТ.
Методика поверки»;
-
счетчики электрической энергии МЕ – в соответствии с методикой поверки
СЦЭ.411152.002.Д1;
-
устройства сбора и передачи данных POREG P2LPC – в соответствии с
методикой поверки «Устройства сбора и передачи данных «POREG» модификаций «P2G»,
«Р2LPC», «Р2М», «P2S», «P2W». Методика поверки»,
-
комплексы учета электрической энергии низкого напряжения СЦЭ PLC-371
– в соответствии с методикой поверки СЦЭ.425210.025 Д1.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием
системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка
электроэнергии СЦ «Энергия». Свидетельство об аттестации методики измерений №
162-01.00249-2012 от «29» декабря 2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам
автоматизированныминформационно-измерительнымкоммерческогоучета
электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии
СЦ «Энергия»
1. ГОСТР8.596-2002.Государственнаясистемаобеспеченияединства
измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
2. ГОСТ Р 52322-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии
классов точности 1 и 2.
3. ГОСТ Р 52425-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии.
4. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5. СЦЭ.425210.032. Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого trial электрической энергиинизкого напряжениярозничного рынка
электроэнергии СЦ «Энергия». Типовой проект.
6. СЦЭ.425210.025. Комплекс учета электрической энергии низкого напряжения
СЦЭ PLC-371. Типовой проект.
Рекомендации по области применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Лист № 6
Всего листов 6
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Сервисный центр «Энергия» Адрес:
141400, Московская Область, г. Химки, улица З. Космодемьянской, д. 5,
пом. 1, тел. (495) 276-23-20
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Сибирский
государственныйорденаТрудовогоКрасногоЗнаменинаучно-исследовательский
институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»)
Аттестат аккредитации № 30007-09
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4., тел. (383)210-08-14,
факс (383)2101360; e-mail:
Заместитель
руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ. В. Булыгин
«____»_____________2013 г.
М.п.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 82906-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ Усть-Омчуг | - | Акционерное общество "Полюс Магадан" (АО "Полюс Магадан"), Магаданская область, Тенькинский район, поселок Омчак, ул. Новая, зд. 35, корп. 7, пом. 121 | 4 года | Перейти |
| 75342-19 | Антенны измерительные билогопериодические | SAS-521-2 | Фирма "A.H.Systems, Inc.", США | 1 год | Перейти |
| 31613-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Селикса" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 34823-07 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии МУП "Южная тепловая станция" | Нет данных | ООО "Исток-Техно", г.Барнаул | 4 года | Перейти |
| 48108-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ГТЭС "Постниково" | Нет данных | ОАО "Электроцентроналадка" (ЭЦН), 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