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) ПАО "Электровыпрямитель" вторая очередь Нет данных, ГРСИ 71986-18
Номер госреестра:
71986-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Электровыпрямитель" вторая очередь
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энергосистемы", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 136
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 70730
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Электровыпрямитель» вторая очередь
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Электровыпрямитель» вторая очередь (далее – АИИС
КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и
передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного
регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и
счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации
системного времени (УССВ), автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой
организации, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на
соответствующие GSM-модемы, далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы
передачи данных GPRS поступает на сервер. При отказе основного канала связи опрос
счетчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD
стандарта GSM. На сервере осуществляется обработка поступающей информации, в частности
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с
электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал
АО «СО ЕЭС» - «Мордовское РДУ» и другим заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляет-
ся 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 АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным
Лист № 2
Всего листов 9
субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения
реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены
с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в
себя часы счетчиков, часы сервера, УССВ на основе приемника сигналов точного времени от
спутников глобальной системы позиционирования (GPS).
Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC
(обеспечивается подключенным к нему УCСВ) осуществляется 1 раз в 30 мин, корректировка
часов сервера производится при расхождении с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со
счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении
показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее
сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации
программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и
преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации
изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты
передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 15.07
Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора MD5
Лист № 3
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
Сервер
Сервер ПАО
«Электровы-
прямитель»
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но Наименование
мер точки измере-
ИКний
ТТТНСчетчик
12345
6
Метрологические характеристики
ИК
Вид элек-
Границы допус- Границы допус-
трической каемой основной каемой относи-
энергии относительной тельной погреш-
погрешности, ности в рабочих
(±δ) %условиях, (±δ) %
78 9
РУ-6 кВ, 2
ТПОЛ-10
600/5
Фазы: А; С
НТМК-6
6000/100
Фазы АВС
00P
ег. № 48266-1
ная
Активная
1,3 3,4
Реактив-
2,5 5,9
2
Фазы: А
ТЛК-СТ
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
ПРП-2 6 кВ,Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5
Меркурий 234 ART2-
1
с.ш. 6 кВ, яч.4 Рег. № 47958-11 Рег. №
:
323-49
РК
л.т. 0,5S/1,0
1
ТПЛ-10У3
Кл.т. 0,5
150/5
РП-6 кВ Пло-
Рег. № 1276
-
59НТМИ
-
6
Меркурий 234 ART2-
щадка 3а, РУ- 00P
6 кВ, 2 с.ш. 6Кл.т. 0,5S/1,0
кВ, яч.6
Кл.т. 0,5 Фазы: АВС
Рег. № 48266-11
150/5
Рег. № 58720-14
Фазы: С
ная
Активная
1,33,4
Реактив-
2,55,9
Лист № 4
Всего листов 9
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АВС
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АВС
4
567
89
3
Фазы: А
ТПЛ-10с
00P
Ак-
Меркурий 234 ART2-
тивная
Реак-
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
тивная
1,33,4
2,55,9
4
кВ, яч.9
Кл.т. 0,5
150/5
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АВС
00P
Ак-
Реак-
1,33,4
2,55,9
5
Фазы: А
ТПЛ-10У3
00P
Меркурий 234 ART2-
Сервер ПАОтивная
Кл.т. 0,5S/1,0
«Электровыпрями-
Рег. № 48266-11
тивная
тель»
Ак-
Меркурий 234 ART2-
тивная
Реак-
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
тивная
1,33,4
2,55,9
6
кВ, яч.12
Кл.т. 0,5
200/5
Продолжение таблицы 2
123
ТПЛ-10У3
Кл.т. 0,5
150/5
РП-6 кВ Пло-
Рег. № 1276-59
щадка 3а, РУ-
6 кВ, 2 с.ш. 6
к
В
, яч.8
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. № 29390-10
Фазы: С
РП-6 кВ Пло-
ТПЛ-10У3
щадка 3а, РУ-
6 к
В
, 1
с
.ш. 6
Рег. № 1276-59
Фазы: А; С
ТПЛ-10с
Кл.т. 0,5
150/5
РП-6 кВ Пло-
Рег. № 29390-10
щадка 3а, РУ-
6 кВ, 1 с.ш. 6
к
В
, яч.11
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. № 1276-59
Фазы: С
РП-6 кВ Пло-
ТПЛ-10У3
щадка 3а, РУ-
6 кВ, 2 с.ш. 6
Рег. № 1276-59
Фазы: А; С
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АВС
00P
тель»
Ак-
Реак-
Меркурий 234 ART2-
Сервер ПАОтивная
Кл.т. 0,5S/1,0
«Электровыпрями-
Рег. № 48266
-
11
тивная
1,33,4
2,55,9
Лист № 5
Всего листов 9
Меркурий 234 ART2-
00P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Меркурий 234 ART2-
00P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
56
7
кВ, яч.13
Кл.т. 0,5
200/5
Кл.т. 0,5
6000/100
789
Ак-
тивная1,33,4
8
кВ, яч.17
Кл.т. 0,5
150/5
Кл.т. 0,5
6000/100
Реак-2,55,9
тивная
Ак-
тивная1,33,4
Реак-2,55,9
тивная
Продолжение таблицы 2
1234
РП-6 кВ Пло-
ТПЛ-10У3НТМИ
-
6
щадка 3а, РУ-
6 к
В
, 1
с
.ш. 6
Рег. № 1276-59Рег. № 831-53
Фазы: А; С Фазы: АВС
РП-6 кВ Пло-
ТПЛ-10сНТМИ
-
6
щадка 3а, РУ-
6 к
В
, 1
с
.ш. 6
Рег. № 29390-10Рег. № 831-53
Фазы: А; С Фазы: АВС
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от I
ном,
cos
j
= 0,8инд.
4ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012.
5Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологических характеристик. Допускается замена сервера и УССВ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового
идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим
описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 6
Всего листов 9
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество ИК 8
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uномот 95 до 105
ток, % от Iном от 5 до 120
коэффициент мощности cosφ 0,9
частота, Гц от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °Сот +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном от 90 до 110
коэффициент мощности cosφ от 5 до 120
частота, Гц от 0,5 до 1,0
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °Сот 49,6 до 50,4
температураокружающейсредывместе расположения от -45 до +40
счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, от -10 до +25
°С от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков Меркурий 234:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее220000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее50000
среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков Меркурий 234:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее170
при отключении питания, лет, не менее 10
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
защитаоткратковременныхсбоевпитаниясервераспомощьюисточника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация орезультатахизмеренийможет
передаватьсяворганизации-участникиоптовогорынка электроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
-
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
Лист № 7
Всего листов 9
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
1
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
ТПОЛ-10
ТПЛ-10У3
ТЛК-СТ
ТПЛ-10с
НТМК-6
НТМИ-6
Количество,
шт./экз.
2
8
1
4
1
2
Меркурий 234
8
Трансформаторы тока проходные
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии статические трехфаз-
ные
Устройство синхронизации системного времени
1
Сервер ПАО «Электровыпрямитель»
Методика поверки
Паспорт-формуляр
⸺
Сервер, совместимый с
платформой х86
МП ЭПР-083-2018
ЭНСТ.411711.136.ФО
1
1
Лист № 8
Всего листов 9
Поверка
осуществляетсяподокументуМПЭПР-083-2018«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоtrial электроэнергии(АИИСКУЭ)
ПАО«Электровыпрямитель» вторая очередь. Методикаповерки», утвержденному
ООО «ЭнергоПромРесурс» 22.05.2018 г.
Основные средства поверки:
-
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
-
по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика
выполнения измерений без отключения цепей;
-
по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.
Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы GlobalPositioningSystem(GPS)(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 46656-11);
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
-
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
-
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 5738-76);
-
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
-
приборЭнерготестерПКЭ-А(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ ПАО «Электровыпрямитель» вторая очередь», свидетельство об аттестации
№ 098/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПАО «Электровыпрямитель» вторая очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы»)
ИНН 3328498209
Адрес: 600028, г. Владимир, ул. Сурикова, д. 10 «А», помещение 10
Телефон (факс): (4922) 60-23-22
Web-сайт: ensys.su
E-mail:
Лист № 9
Всего листов 9
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха,
ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 68274-17 | Система измерительная АСУТП установки ж/д налива СУГ тит. 147/1 АО "ТАНЕКО" | Нет данных | АО "ТАНЕКО", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 55493-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока ПС 220 кВ "Гидролизная" | Нет данных | ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 63913-16 | Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ "Бариновская" ОАО "Самаранефтегаз" | Нет данных | ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара | 1 год | Перейти |
| 29033-05 | Комплексы измерительно-информационные для учета электроэнергии | ИИК-ЭАК | ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва | 6 лет | Перейти |
| 34946-07 | Система измерений количества и параметров сырой нефти ООО "Решетниковская нефтяная компания" на УПН "Гремиха" | Нет данных | СП ЗАО "ИТОМ", г.Ижевск | 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