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 "РГМЭК" (ООО "Минводы-Кровля") Нет данных, ГРСИ 65540-16
Номер госреестра:
65540-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Минводы-Кровля")
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Альфа-Энерго", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 006
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63998
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Минводы-Кровля»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Минводы-Кровля») (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора,
обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации
заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
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 электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ Р 52323-2005,иврежимеизмеренийреактивнойэлектрическойэнергиипо
ГОСТ Р 52425-2005, 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
ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000»,
устройство синхронизации времени УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические
средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к
информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям trial интерфейса RS-485
поступает на входы контроллера СИКОН ТС65, далее информация передаётся по каналу связи
стандарта GSM\GPRS на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется обработка
измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с
Лист № 2
Всего листов 8
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей
информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал
ОАО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по
каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответст-
вии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, со-
стояния средств и объектов измерений в АО «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.
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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2,
синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от
ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной
погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам встроенного
приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не более
±10 мкс.
Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время
с УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов
осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего
времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) не более ±3 с/сут.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»
производится во время сеанса связи со счётчиками. Корректировка часов счётчиков
осуществляетсяприрасхождениипоказанийчасовсчётчиковичасовсервера
ИВК «ИКМ-Пирамида» на величину более ±2 с. Передача информации от счётчиков
электрической энергии до сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» реализована с помощью каналов
связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»
отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции
часов указанных устройств.
Лист № 3 Trial
листов 8
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», 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 «Пирамида 2000».
Значение
3
MD5
cLosses.dl
Parse-Par-
Bin.dll seIEC.dll
ParseMod
bus.dll
ParsePira
mida.dll
Synchro-
NSI.dll
VerifyTi-
me.dll
6f557f885 48e73a92
b7372613 83d1e664
28cd7780 94521f63
5bd1ba7 d00b0d9f
c391d642
71acf405
5bb2a4d3
fe1f8f48
ecf53293
5ca1a3fd
3215049a
f1fd979f
530d9b01
26f7cdc2
3ecd814c
4eb7ca09
1ea5429b
261fb0e2
884f5b35
6a1d1e75
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные
признаки
Идентификационное CalcCli- CalcLeak-
Cal-
Metrol-
наименование ПО ents.dll age.dll
l
ogy.dll
Номер версии (иден-
тификационный но-
мер) ПО
e55712d0bb1959ff70d79874d152e28d7b
Цифровой иденти-1b219065be1eb17c8 0fc2b156a608799bb
фикатор ПО d63da9491 3f7b0f6d4 0fdc27e1c 3ccea41b
14dae4 a132f a480ac 548d2c83
Алгоритм вычисле-
ния цифрового иден-
тификатора 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
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Измерительные компоненты
Метрологические характе-
ристики ИК*
ТТТН
Сервер
Л-СЭЩ-
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 2084
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 2092
Л-СЭЩ-
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 2084
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 2092
ИВК «ИКМ-
Пирамида»
Пределы до- Пределы до-
Номер Наименование точкиВид элек-пускаемой пускаемой от-
ИКизмеренийСчетчик электриче-троэнергии основной от- носительной
ской энергии носительной погрешности в
погрешности, рабочих усло-
(±δ) %виях, (±δ) %
БКТП-214 6/0,4 кВ,
ТО
Кл.т. 0,5
10
НАМИ-10-95 УХЛ2
ПСЧ-4ТМ.05МК.00Активная1,33,3
1РУ-6 кВ, 1 с.ш.600/5Кл. т. 0,5S/1,0
яч. № 1 Зав. № 24681Зав. № 1101160605Реактивная2,55,6
Зав. № 28634
БКТП-214 6/0,4 кВ,
ТОЛ-СЭЩ-10
НАМИ-10-95 УХЛ2
ПСЧ-4ТМ.05МК.00Активная1,33,3
2РУ-6 кВ, 2 с.ш.600/5Кл. т. 0,5S/1,0
яч. № 6 Зав. № 24415Зав. № 1101160727Реактивная2,55,6
Зав. № 24642
БКТП-214 6/0,4 кВ,
ТО
Кл.т. 0,5
10
НАМИ-10-95 УХЛ2
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
Зав. № 395
Активная1,33,3
3РУ-6 кВ, 1 с.ш.600/5Кл. т. 0,5S/1,0
яч. № 2 Зав. № 28421Зав. № 1101160591Реактивная2,55,6
Зав. № 28633
БКТП-214 6/0,4 кВ,
ТОЛ-СЭЩ-10
НАМИ-10-95 УХЛ2
ПСЧ-4ТМ.05МК.00Активная1,33,3
4РУ-6 кВ, 2 с.ш.600/5Кл. т. 0,5S/1,0
яч. № 7 Зав. № 16534Зав. № 1101160556Реактивная2,55,6
Зав. № 29080
Лист № 5
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; ток (1,0-1,2)Iн; cos
j
=0,9инд.;
частота (50±0,2) Гц;
-
температура окружающей среды: (23±2) °С.
4Рабочие условия эксплуатации:
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 cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,5-0,87);
частота (50±0,2) Гц;
-
температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 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
2
; диапазон
силы вторичного тока (0,01-1,2)Iн
2
; 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 минус 40 до плюс 60 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 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 плюс 15 до плюс 25 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
-
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
5Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % I
ном
cos
j
=0,8инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии
от плюс 5 до плюс 40
°
С.
6Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается
замена УСВ-2 на однотипное 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 измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены
в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее
Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=1 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 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
направлениях 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Лист № 7
Всего листов 8
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента
Трансформаторы тока
№ Госреестра Количество, шт.
32139-068
Трансформаторы напряжения
Тип компонента
ТОЛ-СЭЩ-10
НАМИ-10-95
УХЛ2
20186-052
ПСЧ-4ТМ.05МК
46634-114
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройство синхронизации времени
Комплексы информационно-вычислительные
Методика поверки
41681-10 1
45270-10 1
- 1
Паспорт-формуляр
УСВ-2
ИКМ-Пирамида
-
17254302.384106
.006.ФО
-1
Поверка
осуществляется по документу МП 65540-16 «Система автоматизированная информа-
ционно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК»
(ООО «Минводы-Кровля»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному
ФБУ «Рязанский ЦСМ» в августе 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке
АИИС КУЭ.
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 электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом
ИЛГШ.411152.167РЭ1«Счетчикэлектрическойэнергиимногофункциональный
ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным
руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
-
устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом
ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки»,
утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
-
ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом ВЛСТ 230.00.000 И1
«Комплексы информационно-вычислительные«ИКМ-Пирамида».Методикаповерки»,
утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Основные средства поверки:
-
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 со
счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометрCENTER(мод.314):диапазонизмеренийтемпературы
от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности
от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методизмеренийизложенвдокументе17254302.384106.006.И3«Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
ООО «РГМЭК» (ООО «Минводы-Кровля»). Руководство пользователя».
Лист № 8
Всего листов 8
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РГМЭК» (ООО «Минводы-Кровля»)
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
Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго» (ООО «Альфа-Энерго»)
Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1
ИНН: 7707798605
Тел.: (499) 917-03-54
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации метрологии и испытаний в Рязанской области» (ФБУ «Рязанский ЦСМ»)
Адрес: 390011, г. Рязань, Старообрядческий проезд, д. 5
Тел/факс: (4912)55-00-01/44-55-84
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ«Рязанский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA.RU.311204 от 10.08.2015 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 |
| 46296-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная технического учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго-Восточной ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Тамбовской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 47057-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри" 2011 | Нет данных | ООО "Росэнергосервис", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 66297-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Ленинская | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 80672-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Промэнергосбыт" (ЗАО "Заволжский завод гусеничных тягачей") | Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир | 4 года | Перейти | |
| 30664-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Барнаульская" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", 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