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) ЗАО "Торговый дом "Железногорск - Молоко" Нет данных, ГРСИ 60646-15
Номер госреестра:
60646-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Торговый дом "Железногорск - Молоко"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Региональная Энергосбытовая Компания", г.Железногорск
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 № 58742
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
информационно-измерительная коммерческого
КУЭ) ЗАО «Торговый дом «Железногорск -
Система автоматизированная
учета электроэнергии (АИИС
Молоко»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Торговый дом «Железногорск - Молоко» (далее - АИИС
КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной
информации. Данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую
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 ПСЧ-4ТМ.05МК класса
точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии); 1,0 по
ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах
АИИС КУЭ.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) АИИС КУЭ на
базе программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» (далее – ПО «АльфаЦЕНТР»), сервер баз
данных (далее – БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени,
автоматизированные рабочие места персонала (далее – АРМ), технические средства для
организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации;
технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В
счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По
мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика
вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за
период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям
активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где
осуществляетсявычислениеэлектроэнергииимощностисучетомкоэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача,
оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации
осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по
протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, на
Лист № 2
Всего листов 8
основеприемникасигналовточноговремениотспутниковглобальнойсистемы
позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую
коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов
сервера БД и времени приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1
с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут,
коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более
чем на ± 2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже
± 5,0 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и
корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦентр», в состав которого входят программные
модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦентр» обеспечивает защиту программного
обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое
программными средствами ПО «АльфаЦентр».
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Идентифи-
кационное
наименова
ние ПО
Наименование
программного
модуля
(идентификационн
ое наименование
ПО)
Наименован
ие файла
Номер
версии
ПО
Цифровой
идентифика-тор
ПО (контрольная
сумма
исполняемого
кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора ПО
ПО «Альфа
Центр_РЕ»
123456
Библиотека
dll
C8E6F7BD211C54
alphamess.dll
amrc.exe
данных
amrserver.exe
cdbora2.dll
Библиотека
BA400EEAE8D0572C
метрологически
ac_metrology.
3E736B7F380863F44C
значимой
Библиотека
сообщений
B8C331ABB5E344441
планировщика
70EEE9317D635CD
опроса
Драйвер ручного
5AF3F894FE65FB575
опроса счетчиков
791CA154CB427D1
Программа-
не ниже
планировщик
AC_PEMD5
опроса и передачи
v15.01.01
2330C0C35C97DE61B
(стандартный
E274602E315C3DF
каталог для всех
модулей)
Драйвер работы с
EAFF6E949F33C1951
БД
4F47F28BBAA1E41
шифрования пароля
encryptdll.dll
0939CE05295FBCBB
счетчиков
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы
с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты
– «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Номер ИК
Вид СИ,
класс точности ,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
Обозначение, тип
Заводской номер
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Вид энергии
Основная
Погрешность
ИК,
± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
ТТ
ТН
7153
1
Счетчик
Кт =
0,5S/1,0
Ксч = 1
№
46634-11
ПСЧ-4ТМ.05МК
1109141356
1800
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная
Реактивная
1,2
2,5
5,8
4,2
ТТ
ТН-1
7153
2
Счетчик
Кт =
0,5S/1,0
Ксч = 1
№
46634-11
ПСЧ-4ТМ.05МК
1109140680
1800
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная
Реактивная
1,2
2,5
5,8
4,2
Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК
Состав 1-го уровня
Метрологические
характеристики
Наименование
объекта учета
Наименование
измеряемой
величины
12
78
9
10
56
64071
-
4562
3
Кт = 0,5
Ктт = 150/5
№ 1276-59
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 2611-70
4
АТПЛ-10
В -
СТПЛ-10
А
ВНТМИ-6-66
С
РП 6 кВ Ввод 1
(ЗАО «Торговый Дом
РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 8
56643
-
56210
Кт = 0,5
Ктт = 150/5
№ 2363-68
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 2611-70
АТПЛМ-10
В -
СТПЛМ-10
А
ВНТМИ-6-66
С
РП 6 кВ Ввод 2
(ЗАО «Торговый Дом
«Железногорск - Молоко»), «Железногорск - Молоко»),
РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 12
Лист № 4
Всего листов 8
ТТ
ТН
НТМИ-6-66
7153
3
РП 6 кВ Ввод 2
(ЗАО «Торговый Дом
«Железногорск - Молоко»),
РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 10
Счетчик
1800
Активная
Продолжение таблицы 2
12
910
4
ТПЛМ-10
-
ТПЛМ-10
5678
16823
-
14261
3
Кт = 0,5 А
Ктт = 150/5 В
№ 2363-68
С
Кт = 0,5
А
Ктн = 6000/100
В
№ 2611-70
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1ПСЧ-4ТМ.05МК1109141217
№ 46634-11
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
1,25,8
Реактивная
2,54,2
Лист № 5
Всего листов 8
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± δ %»
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 0 ˚С до 30 ˚С .
2. Нормальные условия:
− параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
− параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uн; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)Iн;
диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 60°С до 60°С; счетчиков: в части
активной энергии (23±2) ˚С, в части реактивной энергии (23±2) ˚С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн1; диапазон силы
первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 60 °С до 60 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.3
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения(0,9 - 1,1)Uн2; диапазон силы
вторичного тока (0,01 - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 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 65 ˚С;
− относительная влажность воздуха (40-60) %;
− атмосферное давление (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 (100±4) кПа
4. Допускается замена 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 как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК -
среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления
работоспособности 1в = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналах событий счетчика фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
Лист № 6
Всего листов 8
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-электросчётчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-ИВК.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
-пароль на счетчике;
-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей;
-ИВК
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик
-
глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не менее
35 суток;
- ИВК – хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации
насистемуавтоматизированнуюинформационно-измерительнуюкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Торговый дом «Железногорск - Молоко» типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Наименование (обозначение) изделия
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный серии
ПСЧ-4ТМ.05МК
3
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
1
Трансформаторы тока ТПЛМ-10
Трансформаторы тока ТПЛ-10
Трансформаторы напряжения НТМИ-6-66
Кол. (шт.)
2
4
2
1
Методика поверки
Формуляр-паспорт РЭК.400700.АИИС.046.ФО.ЭД
Технорабочий проект РЭК.400700.АИИС.046.ТП
1
1
1
Лист № 7
Всего листов 8
Поверка
осуществляется по документу МП 60646-15 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Торговый дом
«Железногорск - Молоко». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2015
года.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика 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»;
-
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»;
-
счетчиковПСЧ-4ТМ.05МК–подокументу«Счетчикэлектрическойэнергии
многофункциональной ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика
поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителемГЦИСИФГУ
«Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011г.;
-
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
27008-04;
-
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до
60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %,
дискретность 0,1 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе Автоматизированная информационно-измерительная
система коммерческого учёта электроэнергии ООО «Региональная энергосбытовая компания»
(ЗАО «Торговый Дом «Железногорск - Молоко») Технорабочий проект РЭК.400700.АИИС.046.ТП
Нормативныеитехническиедокументы,устанавливающиетребованияксистеме
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ЗАО «Торговый дом «Железногорск - Молоко»
ГОСТ 22261-94
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 34.601-90
ГОСТ Р 8.596-2002
«Средстваизмеренийэлектрическихимагнитныхвеличин.Общие
технические условия».
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные
системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
Лист № 8
Всего листов 8
регулирования
Рекомендациипообластямприменениявсферегосударственного
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Региональная Энергосбытовая Компания»
Юридический адрес:
307170, г. Железногорск Курской области, ул. Гагарина 28
тел./факс: (47148) 7-89-51/(47148) 7-89-51
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский
институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495) 437-55-77
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытании средств измерений в целях
утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
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 |
| 44341-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "ТГК-9" "Свердловский" Первоуральская ТЭЦ | Нет данных | ООО "НПФ "Телемеханик", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 49416-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Магистраль" | Нет данных | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 63984-16 | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на запальную горелку ФНД ЦППН УПНГ ООО "Башнефть-Полюс" | Нет данных | ООО "Башнефть-Полюс", г.Нарьян-Мар | 3 года | Перейти |
| 52073-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Заводоуковск" с Изменением № 1 | Нет данных | ООО "Велес", г.Среднеуральск | 4 года | Перейти |
| 57313-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Вынгапур" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), 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