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) ООО "НижегородЭнергоТрейд" (ООО "ИБК Плюс") Нет данных, ГРСИ 63660-16
Номер госреестра:
63660-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НижегородЭнергоТрейд" (ООО "ИБК Плюс")
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Региональная энергетическая компания", г.Нижний Новгород
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 464
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 61984
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«НижегородЭнергоТрейд»
(ООО «ИБК Плюс»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ООО «ИБК Плюс») (далее по
тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии,
сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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 – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух 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 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 ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, на
основеприемникасигналовточноговремениотспутниковглобальнойсистемы
позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую
Лист № 2
Всего листов 8
коррекцию часов ИВК «Пирамида». Коррекция часов ИВК «Пирамида» проводится вне
зависимости от наличия расхождения часов ИВК «Пирамида» и времени приемника, пределы
допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов ИВК «Пирамида» и времени
приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК «Пирамида» с
периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится вне зависимости от
наличия расхождения часов счетчика и ИВК «Пирамида». Погрешность часов компонентов
АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД 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 ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ООО «ИБК Плюс») используется
ПО «Пирамида 2000» версии 3.0 от 23.06.2014, 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. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными
средствами ПО «Пирамида 2000».
3.0
Цифровой идентификатор ПО
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационныенаименования CalcClients.dll
модулей ПОCalcLeakage.dll
CalcLosses.dll
Metrology.dll
ParseBin.dll
ParseIEC.dll
ParseModbus.dll
ParsePiramida.dll
SynchroNSI.dll
VerifyTime.dll
Номерверсии(идентификационный
номер) ПО
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритмвычисленияцифрового
идентификатора ПО
MD5
Системыинформационно-измерительныеконтроляиучетаэнергопотребления
«Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.
Лист № 3
Всего листов 8
Пределы 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
1
ПС №11 110/6 кВ
"Промышленная",
ЗРУ-6 кВ,
2 сек.ш. 6 кВ, ф.
11-01, яч. 6
2
ТПЛ-10 У3
Кл. т. 0,5
300/5
Зав. № 40967;
Зав. № 16948
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Метрологические
характеристики ИК
Наименование
объекта и номер
ИКТТТНСчётчикУСПД
ность в
рабочих
Основная
Погреш-
погреш-
ность, %
условиях, %
ПС №11 110/6 кВ "Промышленная"
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5
300/5
Зав. № 34409;
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
300/5
Зав. № 61243
НАМИТ-10-2 УХЛ2Меркурий 233
Кл. т. 0,5 ART-00 KR
6000/100 Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 2714Зав. № 05371629
активная±1,2±3,5
-
реактивная±2,8±6,0
ПС №11 110/6 кВ
"Промышленная",
ЗРУ-6 кВ,
3 сек.ш. 6 кВ, ф.
11-46, яч. 46
Кл. т. 0,5
Зав. №
НАМИТ-10-2 УХЛ2
Меркурий
233
ART-00 KR
6000/100
Кл. т. 0,5S/1,0
2574120000002
Зав. № 05371582
активная±1,2±3,5
-
реактивная±2,8±6,0
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 15 до 35 °С; счетчиков - от 21 до 25 °С;
ИВК - от 10 до 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 - (0,05 – 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 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,001 – 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 55 °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 10 до 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 электроэнергиидля ИК № 1 - 2
от минус 10 до 30 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в
Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
–электросчётчик Mеркурий 233 ARТ-00 КR – среднее trial наработки на отказ не
менее Т = 150000 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.
–УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 74500 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч.
–Коммуникатор GSM C-1.02 – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.
Лист № 6
Всего листов 8
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера БД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и сервере БД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (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;
– сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не
менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии
(АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ООО «ИБК Плюс») типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Лист № 7
Всего листов 8
16687-07
2
34196-07
2
41681-10
1
№ Госреестра
2363-68
1276-59
1276-59
Количество, шт.
1
1
2
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
Трансформатор токаТПЛМ-10
Трансформатор тока ТПЛ-10
Трансформатор тока ТПЛ-10 У3
Трансформатор напряжения
НАМИТ-10-2
УХЛ2
энергии
УСВ-2
Счётчик электрической
Mеркурий
233
многофункциональный
ARТ-00 КR
Устройство синхронизации
времени
КоммуникаторGSM C-1.02
Программное обеспечение «Пирамида 2000»
Методика поверки -
Паспорт-Формуляр -
-
-
-
-
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 63660-16 «Система автоматизированная информа-
ционно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ООО «ИБК Плюс»). 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 Mеркурий 233 ARТ-00 КR – по документу «Методика поверки»
АВЛГ.411152.030 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «25» марта
2008 г.;
-
«Устройства синхронизации времени УСВ-2» - по документу «Руководство по
эксплуатации» ДЯИМ.468213.001-01РЭ. Приложение 4 «Методика Поверки»;
-
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 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 ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ООО «ИБК Плюс»),
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)
ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ООО «ИБК Плюс»)
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Региональная энергетическая компания»
(ООО «РЭК»)
ИНН 5262252639
Юридический (почтовый) адрес: 603137, Нижегородская обл., г. Нижний Новгород,
ул. 40 лет Победы, дом №4, пом. № П 7
Тел. / Факс: 8 (831) 234-01-73; Факс: 8 (831) 234-01-73
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «НижегородЭнергоТрейд»
(ООО «НижегородЭнергоТрейд»)
Юридический (почтовый) адрес: 603137, Нижегородская обл., г. Нижний Новгород,
ул. 40 лет Победы, дом №4, пом. № П 7
Тел. / Факс: 8 (831) 234-01-73
E-mail:
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Тел./факс: 8 (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 |
| 52067-12 | Комплексы учета электрической энергии низкого напряжения | СЦЭ PLC-371 | ООО "Сервисный центр "Энергия", г.Химки | 4 года | Перейти |
| 52805-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Южный" ОАО "Оборонэнерго", г.Курганинск, объект № 1) | Нет данных | ООО "Техносоюз", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 82890-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛЦ" | - | Общество с ограниченной ответственностью "Региональная энергетическая компания" (ООО "РЭК") | 4 года | Перейти |
| 70507-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Междуречье" | Нет данных | ООО "Энергометрология", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 24591-03 | Системы информационно-измерительные | ВЗЛЕТ ИИС | ЗАО "Взлет", г.С.-Петербург | 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