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 "Ульяновскнефть" (3-я очередь) Нет данных, ГРСИ 63651-16
Номер госреестра:
63651-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ульяновскнефть" (3-я очередь)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 349
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 61975
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ульяновскнефть» (3-я очередь)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ульяновскнефть» (3-я очередь) (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Настоящее описание типа АИИС КУЭ ОАО «Ульяновскнефть» (3-я очередь) является
дополнением к описанию типа АИИС КУЭ ОАО «Ульяновскнефть» (2-я очередь),
регистрационный № 55575-13 и включает в себя описание дополнительных измерительных
каналов, приведенных в таблице 2.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения
(далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по
ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в
режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические
средстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристики
измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных ИBК «ИКM-Пирамида» (далее –
УСПД),каналообразующуюаппаратуру,устройствосинхронизациивремени
(далее – УСВ) УСВ-1.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее – ПО) «Пирамида 2000» и
АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных
ИВК ОАО «Ульяновскнефть» при помощи удаленного доступа по сети INTERNET.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными 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 входы УСПД, где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
Лист № 2
Всего листов 8
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на
верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к
УСПД устройствам.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,вчастности,формированиеихранениепоступающей
информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ОАО «АТС», филиал
ОАО «СО ЕЭС» Ульяновское РДУ и всем заинтересованным субъектам осуществляется от
АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме, с использованием
ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному
каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени
УСВ-1, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы
позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более
±
1 с. Устройство синхронизации
времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов
УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с,
пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени
приемника не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью
1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и
УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий
корректировке.
Лист № 3
Всего листов 8
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.
ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа.Средствомзащиты данныхпри передаче являетсякодирование данных,обеспечиваемое программнымисредствами
ПО «Пирамида 2000».
Значение
3.0
MD5
Metrology.
dll
ParseBin. ParseIEC.
dll dll
Parse-
Mobus.dll
ParsePira-
mida.dll
Synchro-
NSI.dll
VerifyTime.
dll
52e28d7b6
08799bb3c
cea41b548
d2c83
6f557f885 48e73a928
b7372613 3d1e66494
28cd77805 521f63d00
bd1ba7b0d9f
c391d6427
1acf4055b
b2a4d3fe1
f8f48
ecf532935
ca1a3fd32
15049af1f
d979f
530d9b01
26f7cdc23
ecd814c4e
b7ca09
1ea5429b26
1fb0e2884f
5b356a1d1e
75
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные
признаки
ИдентификационноеCalc-CalcLea-CalcLosses.
наименование ПО Clients.dll kage.dll dll
Номерверсии
(идентификационный
номер) ПО
e55712d0bb1959ff70d79874d1
Цифровой1b219065be1eb17c8 0fc2b156a
идентификатор ПО d63da94913f7b0f6d40fdc27e1c
14dae4a132fa480ac
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора ПО
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000»,
внесены в Госреестр №21906-11.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки
измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных
(тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых
электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Измерительные компоненты
Порядковый
номер
Вид
электро-
энергии
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5S
150/5
Зав. № 5055;
Зав. № 16058;
Зав. № 5712
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 1413
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 0802152657
ИВК
«ИКМ-
Пирамида»
Зав. № 261
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Наименование
объекта и номер
ИКТТТНСчётчикУСПД
Основ-
ная
погреш-
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
ность в
рабочих
ность, %
условиях,
%
123456
7
89
ПC 35/10 кВ
«Крупская»,
1КРУН-10 кВ,
2 с.ш. 10 кВ,
яч.13а
активная±1,2±3,4
реактивная±2,8±5,8
Лист № 5
Всего листов 8
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) U
ном
; ток (1,0 – 1,2) I
ном
,
частота - (50
±
0,15) Гц; cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от
плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,02 – 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,01 – 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа;
– температура окружающего воздуха:
– от минус 40 до плюс 60 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
− температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 1 от 0 до
плюс 40 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как и у перечисленных
в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
–электросчётчик СЭТ-4ТM.03M.01 – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–УСПД ИBК «ИКM-Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Лист № 6
Всего листов 8
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– 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
35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее
35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
– сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не
менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
на систему
электроэнергии
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
(АИИС КУЭ) ОАО «Ульяновскнефть» (3-я очередь) типографским способом.
Лист № 7
Всего листов 8
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и
на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
36697-12
1
29484-05
1
№ Госреестра
15128-07
831-69
Количество, шт.
3
1
СЭТ-4ТM.03M.01
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
Трансформатор токаТОЛ-10-I
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачиИBК «ИКM-
данных Пирамида»
Программное обеспечение«Пирамида 2000»
Методика поверки -
Паспорт-Формуляр-
-
-
-
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 63651-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ульяновскнефть» (3-я
очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в
феврале 2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД ИBК «ИКM-Пирамида» – по документу «Комплексы информационно-
вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», согласованному с
ГЦИ СИ «ВНИИФТРИ» в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до
100%, дискретность 0,1%.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-
кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Лист № 8
Всего листов 8
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Ульяновскнефть» (3-я очередь), аттестованной
ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО «Ульяновскнефть» (3-я очередь)
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2.ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Росэнергосервис»
(ЗАО «Росэнергосервис»)
ИНН 3328489050
Юридический (почтовый) адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д.23, оф.9
Тел.: (4922) 44-87-06
Факс: (4922) 33-44-86
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
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.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 75025-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции "Вонгуда" Северной ЖД филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Архангельской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 50206-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Строительные материалы" | Нет данных | ООО "ИСКРЭН", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 55605-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ТГК-5" Ижевской ТЭЦ-1 | Нет данных | ЗАО "Электроцентроавтоматизация" (ЭЦА), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 50963-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод" по НПС-36 без резервуарного парка (1-ая пусковая очередь) | Нет данных | ООО "Транснефть - Дальний Восток", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 44522-10 | Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС Усть-Тегусского месторождения ООО "ТНК-Уват" | Нет данных | ОАО "Нефтеавтоматика", 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