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) АО "Транссервисэнерго" (ООО "Вегома") Нет данных, ГРСИ 72054-18
Номер госреестра:
72054-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Транссервисэнерго" (ООО "Вегома")
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Транссервисэнерго", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 70799
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (ООО «Вегома»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (ООО «Вегома») (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) с функциями
информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя
сервер АО «Транссервисэнерго» (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР»,
автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), 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 входы
соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер,
где осуществляетсяобработка измерительной информации, в частности вычисление
электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных 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» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоко-
лом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 1.1.1
«Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов
измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке
Лист № 2
Всего листов 8
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. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы вре-
мени по протоколу NTP – NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу
точного
времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов
первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного
эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов
первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс.
Сравнение показаний часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени
через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью модуля ПО «АльфаЦЕНТР»
(АС_Т) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандар-
том
сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляет-
ся по запросу каждые 30 минут, коррекция часов осуществляется независимо от величины
расхождений.
Сравнение часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со
счетчиками (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчика выполняется автоматически при
расхождении с часами сервера на величину ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.
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
соответствиис
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
ПОMD5
Лист № 3
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
Сервер
HP DL380
G7 E
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но Наименование
мер точки измере-
ИКний
ТТТНСчетчик
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
ная
Активная
1,3 3,3
Реактив-
2,5 5,7
Армавирская
ТЭЦ, ГРУ-6
ТПОФ
Фазы: А; С
ная
Активная
1,1 3,0
Реактив-
2,3 4,7
ная
Активная
1,3 3,3
Реактив-
2,5 5,7
Армавирская
ТЭЦ, ГРУ-6
ТПЛ-10
Фазы: А; С
1 с.ш.:
6000/100
Рег. № 2611-70
12345
ПС 110 кВ ТПОЛ-10
АрмавирскаяКл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М.01
1ТЭЦ, ГРУ-6 600/5 Кл.т. 0,5S/1,0
кВ, КЛ-6 кВРег. № 1261-08Рег. № 36697-12
Ф.№61В
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
ПС 110 кВ
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
2 600/5 Кл.т. 0,2S/0,5
к
В
, Ф.№611
Рег. № 518-50
Фазы: АВС
Рег. № 36697-12
2 с.ш.:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
ПС 110 кВТПФ
АрмавирскаяКл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.02М.03
3ТЭЦ, ГРУ-6 400/5 Кл.т. 0,5S/1,0
кВ, КЛ-6 кВРег. № 517-50Рег. № 36697-12
Ф.№65КСМ Фазы: А; С
Рег. № 2611-70
ПС 110 кВ
Кл.т. 0,5
Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М
4 75/5 Кл.т. 0,2S/0,5
к
В
, Ф.№612
Рег. № 1276-59Рег. № 36697-12
ная
Активная
1,13,0
Реактив-
2,34,7
Лист № 4
Всего листов 8
HP DL380
G7 E
5
6
7
89
5
ПС 110 кВ
кВ, Ф.№67
1000/5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Активная
Реактив-
ная
1,13,0
2,34,7
Продолжение таблицы 2
1234
1 с.ш.:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
ТПОФРег. № 2611-70
Ар
м
авирская
Кл.т. 0,5 Фазы: АВС
ТЭЦ, ГРУ-6
Рег. № 518-502 с.ш.:
Фазы: А; С НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
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 Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии ГОСТ Р 52425-2005, но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005
класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам
соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
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 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 № 5
Всего листов 8
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
165000
2
114
5
Значение
5
от 95 до 105
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25
от 0 до +40
от +15 до +20
70000
1
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температураокружающейсредывместерасположения
счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера,
°С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
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;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Лист № 6
Всего листов 8
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.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
ТПОЛ-10
ТПОФ
ТПФ
ТПЛ-10
НТМИ-6-66
Количество,
шт./экз.
2
4
2
2
2
СЭТ-4ТМ.03М
4
СЭТ-4ТМ.02М
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии многофунк-
циональные
Счетчики электрической энергии многофунк-
циональные
Сервер
Методика поверки
Паспорт-формуляр
HP DL380 G7 E
МП ЭПР-087-2018
ТЛДК.411711.057.ЭД.ФО
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМПЭПР-087-2018«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
АО«Транссервисэнерго»(ООО «Вегома»). Методикаповерки», утвержденному
ООО «ЭнергоПромРесурс» 21.06.2018 г.
Лист № 7
Всего листов 8
Основные средства поверки:
-
средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие
в состав АИИС КУЭ;
-
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-
темы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информацион-
ном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);
-
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном ин-
формационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09);
-
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Феде-
ральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 5738-76);
-
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28134-04);
-
прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информа-
ционном фонде по обеспечению единства измерений 53602-13);
-
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10).
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 АО «Транссервисэнерго» (ООО «Вегома»)», свидетельство об аттестации
№ 102/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
АО «Транссервисэнерго» (ООО «Вегома»)
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
Акционерное общество «Транссервисэнерго» (АО «Транссервисэнерго»)
ИНН 7710430593
Адрес: 119136, г. Москва, 3-й Сетуньский проезд, д. 10
Юридический адрес: 119296, г. Москва, Ленинский проспект, д. 64А
Телефон (факс): (495) 380-37-70
Web-сайт: tsenergo.ru
E-mail:
Лист № 8
Всего листов 8
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 |
| 34231-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири". Измерительно-информационный комплекс НПС "Раскино" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 52317-12 | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на котельную КСП-14 ОАО "ТНК-Нижневартовск" | Нет данных | Дочернее ЗАО "Обьэнергосбережение", г.Нижневартовск | 3 года | Перейти |
| 52219-12 | Система измерительная - сеть опорная базисная активная | СТП МОБТИ | ГУП Московской области "Московское областное бюро технической инвентаризации" (МОБТИ), г.Люберцы | 2 года | Перейти |
| 31145-06 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии КХ "Роса" | Нет данных | ООО "Метран-Сервис", г.Барнаул | 4 года | Перейти |
| 46463-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 330 кВ Новосокольники" | 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