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 "МЭЗ "Аннинский" Нет данных, ГРСИ 64936-16
Номер госреестра:
64936-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "МЭЗ "Аннинский"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 002
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63356
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МЭЗ «Аннинский»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МЭЗ «Аннинский» (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), устройство синхронизации системного времени УССВ-2.01
(далее – УССВ-2) и программное обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР».
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.
Для ИК 1-3 цифровой сигнал с выходов счётчиков по GSM-связи, используя GSM-
модемы, поступает на сервер ИВК. В сервере ИВК происходит вычисление электроэнергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и обработка
измерительной информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал
ОАО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по
каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в
соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов
измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и
Лист № 2
Всего листов 8
смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-2.01,
на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы
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, пределы допускаемой абсолютной
погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника 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. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии,
отражается в его журналые событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и
расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент,
непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
ПО
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «МЭЗ «Аннинский» используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии
15.04, в состав которого входят 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 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО ПО «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО15.04
Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
MD5
Комплексыизмерительно-вычислительныедляучетаэлектрическойэнергии
«АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ
№ 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР»,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1
единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов
организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
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 № 3
Trial
листов 8
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
Порядковый
номер
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
НаименованиеВид
объекта и номер электро-
ИКТТТНСчётчикУСПДэнергии
Основ-
ная
усло-
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
ность в
погреш-
рабочих
ность, %
вия
х
, %
ТПЛ-10
Зав. № 77980
Кл. т. 0,5
10000/100
ТП-7-69 РУ-10Кл. т. 0,5
НАМИТ-10-2 УХЛ2
ПСЧ-4ТМ.05М.12активная
1кВ Ввод 1 яч.5 150/5 Кл. т. 0,5S/1,0 -
ИК № 1Зав. № 5996;
Зав. № 3160120000001
Зав. № 0604112012реактивная
±1,2±3,4
±2,8±5,8
ТПЛ-10 У
Зав. № 3684
Кл. т. 0,5
10000/100
ТП-7-69 РУ-10Кл. т. 0,5
3
НАМИТ-10-2 УХЛ2
ПСЧ-4ТМ.05М.12активная
2кВ Ввод 2 яч.2 150/5 Кл. т. 0,5S/1,0 -
ИК № 2Зав. № 3582;
Зав. № 3160120000002
Зав. № 0604112058реактивная
±1,2±3,8
±2,8±6,5
3РУ-0,4 кВ
ИК № 3
2000/5
-
ПСЧ-
-
ТНШЛ 0,66
КТПТАС-ВК
Кл. т. 0,5
4ТМ.05МК.04.01
ак
т
ивная
Зав. № 1003; Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 2081;Зав. № 1112140572
Зав. № 4249
реактивная
±1,0±3,7
±2,4±6,4
Лист № 4
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 - 40 до + 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:
– для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТM.05M.12 от - 40 до + 60 °C;
– для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТM.05MК.04.01 от - 40 до + 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 + 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 электроэнергии для ИК № 1 от - 5 до +
35 °C; для ИК № 2, 3 от - 25 до + 35 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
–электросчётчик ПСЧ-4ТM.05M.12 – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–электросчётчик ПСЧ-4ТM.05MК.04.01 – среднее время наработки на отказ не
менее Т = 165000 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 № 5
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
45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– cервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не
менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МЭЗ «Аннинский» типографским способом.
Лист № 6
Всего листов 8
УХЛ2
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.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТипРег. №Количество, шт.
Трансформатор тока ТПЛ-10 1276-59 2
Трансформатор тока ТПЛ-10 У3 1276-59 2
Трансформатор тока ТНШЛ 0,66 5024-75 3
Трансформатор напряжения
НАМИТ-10-2
16687-072
энергии
ПСЧ-
УССВ-254074-131
Счётчик электрической
энергииПСЧ-4ТM.05M.1236355-072
многофункциональный
Счётчик электрической
многофункциональный
4ТM.05M
К
.04.01
46634-111
Устройство синхронизации
системного времени
Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» - 1
Методика поверки - - 1
Паспорт-Формуляр - - 1
Поверка
осуществляется по документу МП 64936-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МЭЗ «Аннинский».
Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2016 г.
Основные средства поверки:
-
для трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003«ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
для 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 ПСЧ-4ТM.05M.12 – по документу «Счетчики электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05М.Руководствопоэксплуатации.Приложение.Методикаповерки»
ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
-
счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.04.01 – по документу «Счетчик электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05МК.Руководствопоэксплуатации.Часть2.Методикаповерки»
ИЛГШ.411152.167РЭ1,согласованному сГЦИСИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»
21 марта 2011 г.;
-
УСВВ-2 – по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства
синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководите-
лем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
Лист № 7
Всего листов 8
-
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 - 20 до
+ 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до – 100 %,
дискретность 0,1 %;
-
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом
и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МЭЗ «Аннинский», 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 «МЭЗ «Аннинский»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «РеконЭнерго»
(ЗАО «РеконЭнерго»)
ИНН 3328489050
Юридический (почтовый) адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12А
Тел./ Факс: (473) 222-73-78, 222-73-79, 254-52-61, 254-50-99
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Юридический (почтовый) адрес: 111024, г. Москва, ул. Авиамоторная, д. 50, к. 2
Лист № 8
Всего листов 8
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
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 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.«____»_____________2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 14712-99 | Системы коммерческого учета электроэнергии автоматизированные | АСКУЭ-С | АО ЦДУ ЕЭС РФ, г.Москва | 3 года | Перейти |
| 45195-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Томскнефть" ВНК | Нет данных | ООО "НПО "Мир", г.Омск | 4 года | Перейти |
| 66176-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" по Новгородской области №2 (ГТП Новгородская) | Нет данных | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 45631-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/6 кВ "Загородная" - АИИС КУЭ ПС 220/110/6 кВ "Загородная" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 59629-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НПС-11 | Нет данных | ЗАО "ЭнергоСтрой", г.Екатеринбург | 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