ГРСИ 65051-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Главстрой

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
65052-16

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Главстрой - Усть-Лабинск" Нет данных, ГРСИ 65051-16

Смотреть ГРСИ
65050-16

Номер госреестра:

65051-16

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Главстрой - Усть-Лабинск"

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Энергосистемы", г.Владимир

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 122

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № trial

об

утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Главстрой – Усть-Лабинск»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Главстрой – Усть-Лабинск» (далее – АИИС КУЭ)

предназначенадляизмеренийактивнойиреактивнойэлектроэнергииимощности,

автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и

передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного

регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные

трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной

электрическойэнергииврежимеизмеренийактивнойэлектрическойэнергиипо

ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии

по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 (далее – счетчик), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики

измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер

сбора и баз данных (далее – сервер сбора и БД) с программным обеспечением

(далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (далее – УССВ),

расположенные в ЦСОИ ООО «Главстрой – Усть-Лабинск»; автоматизированное рабочее место

(далее – АРМ), УССВ, находящиеся в сбытовой организации; а также каналообразующую

аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и

разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений

передаются в целых числах кВт·ч.

Лист № 2

Всего листов 8

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает на входы GSM-модемов, далее информация передаётся по основному каналу связи

стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS – на входы сервера сбора и БД, где

осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической

энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и

хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного

канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по

технологии CSD стандарта GSM. Из сервера сбора и БД информация в виде xml-макетов формата

80020 передаётся в АРМ сбытовой организации по каналу связи сети Internet.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, которая

осуществляется на АРМ сбытовой организации, в ОАО «СО ЕЭС» 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 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

уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного

времени УССВ, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам

проверки времени, получаемым от GPS-приемников.

Сравнение показаний часов АРМ сбытовой организации с соответствующим УССВ

осуществляется 1 раз в час, корректировка часов АРМ сбытовой организации производится при

расхождении с УССВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов сервера сбора и БД с соответствующим УССВ

осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера сбора и БД производится при

расхождении с УССВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера сбора и БД производится во

время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний

часов счётчика и часов сервера сбора и БД на величину более ±2 с. Передача информации от

счётчиков электрической энергии до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи,

задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не более ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера сбора и БД отражают: время (дата,

часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных уст-

ройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы,

указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в

соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование

данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 15.06

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 8

Измерительные компоненты

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Счетчик

Серверэлектро-

НомерНаименование

Вид

ИК точки измерений

ТТ ТН электрической энергии

энергии

Метрологические характери-

стики ИК*

Пределы до- Пределы до-

пускаемой ос- пускаемой от-

новной отно- носительной

сительной по- погрешности в

грешности,рабочих усло-

(±δ) % виях, (±δ) %

Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-10

Зав. № 03453

СЭТ-4ТМ.03М.01

1Кл.т. 0,5S/1,0

Ктт=100/5ная

1,33,3

2,55,7

Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5

Зав. № 51713Зав. № 10145

актив-

тивная

1,33,4

2,56,7

ЗНОЛ.06-10

«Откормбаза»,Кл.т. 0,5

ОРУ-10 кВ,Зав. № 8652

ТОЛ-ЭС-10

Ктн=10000:√3/100:√3

актив-

оп.5 ВЛ-10 кВ ОБ9, Кл.т. 0,5

ПСУЭ-10 кВ

Зав. № 03408

Зав. № 03442

Зав. № 0808101108реак-

Зав. № 03414

Зав. № 03424

тивная

ТОЛ-10-IЗНОЛП-10

РУ

Н-10 кВ

Ктт=300/5Ктн=10000:√3/100:√3

СЭТ-4ТМ.03.01

HP ProDesk

ная

2№0610, Кл.т. 0,5S/1,0 400G2 MT

ВЛ-10 кВ АС17

Зав. №

51717За

. №

09997

Зав. № 0104084718 Инв. № 124реак-

Зав. № 51716Зав. № 10151

ТВЛМ-10ктив

ПС 35/10 кВ

Ктт=100/5

Ктн=10000:√3/100:√3

СЭТ-4ТМ.03М.01

ная

3 Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5S/1,0

яч.

Л-10 кВ

Зав. № 45945

За

. №

8764

Зав. № 0206163795реак-

Зав. № 8730

Зав. № 50827тивная

1,33,3

2,55,7

Лист № 4

Всего листов 8

*Примечания:

1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой

относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметры сети: напряжение (0,95–1,05)Uн; сила тока (1,0–1,2)Iн; cos

=0,9инд.

(sin

=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более

0,05 мТл;

температура окружающей среды: (20±5) °С.

4Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9–1,1)Uн

; диапазон

силы первичного тока (0,01(0,05)–1,2)Iн

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0 (0,5–0,87);

частота (50±0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от - 45 до + 40 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при + 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9–1,1)Uн

; диапазон

силы вторичного тока (0,01–1,2)Iн

; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0

(0,5–0,87); частота (50±0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха от - 40 до + 60 °С;

относительная влажность воздуха не более 90 % при + 30 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

температура окружающего воздуха от + 15 до + 25 °С;

относительная влажность воздуха не более 80 % при + 25 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

5Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % I

ном

cos

=0,8инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до

+ 40 °С.

6Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков электрической энергии на аналогичные

утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в

таблице 2. Допускается замена УССВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется

актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с

настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты АИИС

КУЭ должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по

обеспечению единства измерений (ФИФ).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и на-

пряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок служ-

бы и средняя наработка на отказ;

счётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

Лист № 5

Всего листов 8

счётчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

УССВ – среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=2 ч;

сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=1 ч.

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника

бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

счетчика электрической энергии;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-

правлениях не менее 113 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее

3,5 лет (функция автоматизирована).

Лист № 6

Всего листов 8

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

многофункциональные

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонентаТип компонентаРег. № ФИФ Количество, шт.

Трансформаторы тока ТОЛ-ЭС-10 34651-072

Трансформаторы тока ТОЛ-10-I 15128-073

Трансформаторы тока измерительные ТВЛМ-10 1856-632

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06 3344-086

Трансформаторы напряжения ЗНОЛП 23544-073

Счетчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М 36697

081

СЭТ-4ТМ.0327524-041

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М36697-121

УССВ—2

Устройство синхронизации системного

времени

Серв

HP ProDesk 400G2

—1

АРМLenovo—1

Методика поверки ——1

Паспорт-формуляр ЭНСТ.411711.124.ФО—1

Поверка

осуществляется по документу МП 65051-16 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Главстрой – Усть-

Лабинск». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» в августе

2016 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

счетчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-08) – в соответствии с

методикойповеркиИЛГШ.411152.145РЭ1,являющейсяприложениемкруководству

поэксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ,утвержденной руководителем

ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

счетчик СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1,

являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной

с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

счетчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) – в соответствии с

документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», ут-

вержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.

Лист № 7

Всего листов 8

Основные средства поверки:

средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов

напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов

тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от - 20 до

+ 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дис-

кретность 0,1 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с

приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка

проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию

свидетельства о поверке».

Сведения о методиках (методах) измерений

МетодизмеренийизложенвдокументеЭНСТ.411711.124.И3«Система

автоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии

ООО «Главстрой – Усть-Лабинск». Руководство пользователя».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Главстрой – Усть-Лабинск»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия.

ГОСТ 34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.

Основные положения.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы»)

Юридический адрес: 600035, г. Владимир, ул. Куйбышева, д.16, офис 411

Почтовый адрес: 600022, г. Владимир, а/я 11

ИНН 3328498209

Тел./факс (4922) 60-23-22

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)

Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха,

ул. Ново-Никольская, д. 57

Тел.: (929) 935-90-11

Лист № 8

Всего листов 8

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Испытательный центр разработок в области

метрологии» (ООО «ИЦРМ»)

Адрес: 142700, Московская область, Ленинский район, г. Видное, Промзона тер. корп. 526

Тел.: (495) 278-02-48

E-mail:

info@ic-rm.ru,

www.ic-rm.ru

Аттестат аккредитации ООО «ИЦРМ» по проведению испытаний средств измерений

в целях утверждения типа № RA.RU.311390 от 18 ноября 2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии_____________С.С. Голубев

«____»_____________2016 г.

М.п.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
54096-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Дуброво" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Кемеровской области	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
66204-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ПЭС Пестречинского РЭС 4	Нет данных	Филиал ОАО "Сетевая компания" Приволжские электрические сети, г.Казань	4 года	Перейти
77476-20	Система измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО "РН-Няганьнефтегаз"		ООО "Итом-Прогресс", г.Ижевск	1 год	Перейти
58057-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Усть-Лабинск (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Усть-Лабинск")	Нет данных	ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург	4 года	Перейти
53866-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Силд Эйр Каустик"	Нет данных	ООО "ИТФА", г.Волгоград	4 года	Перейти

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

Поверка средств измерений