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 (АИИС КУЭ) ОАО "Мосгорэнерго" (ООО "ИК "Оптима") Нет данных, ГРСИ 54954-13
Номер госреестра:
54954-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосгорэнерго" (ООО "ИК "Оптима")
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Московское городское энергосбытовое предприятие" (Мосгорэнерго), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 009
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 52406
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО «ИК «Оптима»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО «ИК «Оптима») (далее - АИИС
КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображенияинформации. Результаты
измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» (ООО «ИК «Оптима») представляет собой
многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным
управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по
ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5
по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса
точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в
части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в
промышленный сервер (далее – сервер), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних
каналов связи, автоматизированное рабочее место (далее – АРМ).
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим
образом.
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.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов
времени 30 мин.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям
активной и полной мощности.
Вычислениевеличинпотребленияэлектроэнергиисучетомкоэффициентов
трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного
обеспечения на сервере сбора данных и на автоматизированном рабочем месте.
Подключение счетчиков к модему осуществляется с помощью интерфейса RS-232 или
по интерфейсу RS-485 через преобразователь интерфейсов. По запросу или в автоматическом
режиме измерительная информация направляется в ИВК ОАО «Мосгорэнерго». Измеренные
значения активной (реактивной) электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе
данных ИВК.
Для передачи данных с первого уровня на уровень ИВК используется сотовый канал
связи (GSM900/1800). Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение
собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ,
установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации,
получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных
Лист № 2
Всего листов 8
электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
Далее сервер при помощи программного обеспечения осуществляет формирование,
хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу
информации по каналам связи Internet в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам
оптового рынка электрической энергии (мощности) (далее – ОРЭМ) в соответствии с
требованиями регламентов ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений используются для расчета учетных
показателей в точках поставки, согласованных со смежными субъектами ОРЭМ, и для
оперативного управления энергопотреблением.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая
охватывает уровень счетчиков электрической энергии, ИВК и имеет нормированную точность.
Коррекция системного времени производится не реже одного раза в сутки, по временным
импульсам от устройства синхронизации системного времени УСВ-1, подключенного к ИВК
АИИС КУЭ. Коррекция часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с
часами ИВК более чем на ±2c (программируемый параметр).
Для целей предотвращения физического доступа к токовым цепям и цепям напряжения
счетчика и защиты метрологических характеристик системы предусмотрено выполнение
следующих мероприятий: пломбирование корпусов счетчиков; испытательных коробок; клемм
измерительных трансформаторов тока; установка прозрачной крышки из органического стекла
на промежуточных клеммниках токовых цепей с последующим пломбированием. На
программном уровне предусмотрена организация системы паролей с разграничением прав
пользователей.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и
корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
Наименова-
много
обеспечения
модуля
ние файла
Номер
версии
много
обеспече-
ния
Цифровой
много
мого кода)
ния
цифрового
катора
програм-
много
ПО «Альфа-
данных
49459A83090
Уровень ИВК содержит программное обеспечение (trial – ПО) «АльфаЦЕНТР», с
помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и
отображения измерительной информации.
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения (далее – ПО)
Алгоритм
Наименованиеидентифика
вычисле-
программного тор програм-
ние програм-
(идентификационн
Наименова-
програм-
обеспечения
идентифи-
ое наименование (контрольная
программногосумма
обеспечения)исполняе-
обеспече-
ния
123456
Программа –
планировщик
опроса и передачи
C58841F212E
Центр»(стандартный
Amrserver.exe12.07.02BBF2196C04MD5
каталог для всех
модулей
C:\alphacenter\exe)
Лист № 3
Всего листов 8
Amra.exe
ПО «Альфа-
Центр»
12.07.02
·
1
4
Продолжение таблицы 1
23
драйвер ручного
опроса счетчиковAmrс.exe
драйвер
автоматического
опроса счетчиков
БД
драйвер работы с
Cdbora2.dll
Библиотека
шифрования
пароля счетчиков
encryptdll.dll
библиотека
сообщений
планировщика
alphamess.dll
опросов
56
A33FD8C19B
167375F70C6
07367164022
741399FDEB
35D94DA781
8B70BCC85B
DD
DF4533DF5A
A8244B7FB6
3F67563E513MD5
6
0939CE05295
FBCBBBA40
0EEAE8D057
2C
B8C331ABB
5E34444170E
EE9317D635
CD
·
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2,
нормированы с учетом ПО.
·
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «С» по МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.
Номер ИК
Наименование
объекта учета
Заводской
номер
Наименование
измеряемой
величины
ТН
Кт=0,5
Ктт=6000/100
№ 380-49
1
Счетч
ик
СЭТ-4ТМ.03
0108077711
ТТ
34453
ТН
Кт=0,5
Ктт=6000/100
№ 380-49
2
ПС "Ивановская-9" 35/6
кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч.
№ 608
Счетч
ик
СЭТ-4ТМ.03
0108077735
Таблица 2 – Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК
Состав 1-го уровня
Основная
относительная
погрешность
Метрологические характеристики
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
ИК, (±δ) %
эксп
л
уатации,
(±δ) %
Вид СИ,
класс точности,
коэффициентОбозначение, тип
трансформации,
№ Госреестра СИ
Ктт ·Ктн ·Ксч
Вид энергии
сos φ = 0,87сos φ = 0,5
sin φ = 0,5 sin φ = 0,87
899
ТТ
12 34567
№
Кт
К
т
1
т
=
2
=
4
7
0
0
6
,
0
-
5
5
/5
9
А
C Т
Т
П
П
Л
Л
-
-
1
1
0
0
4
4
3
3
9
9
8
1
8
4
АНТМИ-6
BНТМИ-6
CНТМИ-6
6200
6200
6200
ПС "Ивановская-9" 35/6
кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч.
№ 607
4800
активная 1,1 5,6
реактивная 2,3 3,2
АТВЛМ-10
34673
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
Кт=0,5
Ктт=1000/5
№ 1856-63
CТВЛМ-10
АНТМИ-6
BНТМИ-6
CНТМИ-6
1431
1431
1431
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
12000
Энергия активная, WPЭнергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ Энергия реактивная, WQ
активная 1,1 5,6
реактивная 2,3 3,2
Лист № 5
Всего листов 8
В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %»
приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной
вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 5 % от Iном и температуре
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 25 ˚С до 30 ˚С
1.
Нормальные условия эксплуатации:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 -
1,2)I
н
; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С;ТН- от минус40 ˚С
до 50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С ;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
2.
Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)U
н1
; диапазон силы
первичного тока - (0,01 - 1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 - 1,0(0,6 -
0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 40 ˚С до 35 ˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
Для электросчетчиков:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)U
н2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosφ=1) - 1,2)I
н2
; диапазон коэффициента мощности
cos
j
(sin
j
) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
-
температура окружающего воздуха - от минус 40 ˚С до 60˚С;
-
относительная влажность воздуха - (40-60) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 15 ˚С до 30 ˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
3.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные,
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2.Заменаоформляетсяактомвустановленномпорядкенаобъекте
ОАО «Мосгорэнерго» (ООО «ИК «Оптима»). Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03– не
менее 90 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналы событий счетчика фиксируют факты:
- параметрирование;
Лист № 6
Всего листов 8
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не
менее 30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
- ИВК – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее
3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО «ИК «Оптима») типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» (ООО «ИК «Оптима») представлена в
таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» (ООО «ИК «Оптима»)
Наименование
1
Трансформаторы тока ТПЛ-10
Количество
2
2 шт.
Трансформаторы тока ТВЛМ-10
Трансформаторы напряжения НТМИ-6
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03
Устройство синхронизации времени УСВ-1
Сервер HP Proliant ML370 R05 E5335
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР»
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
Методика поверки
2 шт.
2 шт.
2 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 экземпляр.
1 экземпляр
1 экземпляр
Лист № 7
Всего листов 8
Поверка
осуществляется по документу МП 54954-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО
«ИК «Оптима»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений
мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без
отключения цепей»;
-
по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений
вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения
цепей»;
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ.
Методика поверки, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007г.;
-
УСВ-1 – по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика
поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационно-
измерительнаясистемакоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ОАО «Мосгорэнерго» (ООО «ИК «Оптима»). Технорабочий проект МГЭР.411713.004.048-ТРП.
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО «ИК «Оптима»)
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
2.ГОСТ 1983-2001«Трансформаторынапряжения.Общиетехнические
условия».
3.ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия».
5.ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
6.«Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО «ИК «Оптима»).
Технорабочий проект МГЭР.411713.004.048-ТРП.
Лист № 8
Всего листов 8
в сфере государственного регулирования
Рекомендации по областям применения
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Производственно-коммерческая фирма
«Тенинтер»
(ООО «ПКФ «Тенинтер»)
Юридический адрес:
109202, г. Москва, ул. 3-я Карачаровская, д. 8, корп. 1
Изготовитель
ОАО «Мосгорэнерго», г. Москва
Адрес: 125581, г. Москва, ул. Лавочкина, 34
Телефон: 8 (495) 730-53-12
Факс: 8 (499) 747-07-61
Испытательный центр
ФГУП «ВНИИМС»
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495)437-55-77
Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний средств
измерений № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.
"____"_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 35029-07 | Система автоматизированная коммерческого учета топливно-энергетических ресурсов вагоноремонтного депо АСКУ ТЭР ВЧДР-4 Св ЖД | Нет данных | ЗАО "Мобильные решения", г.Нижний Новгород | 3 года | Перейти |
| 14369-10 | Узлы учета нефтепродуктов | ZCE 5 | Фирма "SATAM sas", Франция | 2 года | Перейти |
| 78222-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Тюменской ТЭЦ-1 филиала Энергосистема "Западная Сибирь" ПАО "Фортум" | ПАО "Фортум", г.Москва | 4 года | Перейти | |
| 60828-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Логовушка" Южно-Уральской ЖД-филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Курганской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 39574-08 | Система измерений количества и показателей качества нефти сырой УПСВ Средне-Итурского месторождения | Нет данных | ООО "Нефтегазметрология", г.Уфа | 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