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 ООО "МетМашУфалей" , ГРСИ 77470-20
Номер госреестра:
77470-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "МетМашУфалей"
Обозначение типа:
Производитель:
ООО "Энергометрология", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 76450
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «МетМашУфалей» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования
отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и
реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер баз данных (СБД) DELL Power-Edge T140, устройство синхронизации системного
времени (УССВ) УСВ-3, локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО)
«Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи
данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями
системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и
разграничения доступа к информации.
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. Измерительная
информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
-
активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02
с
активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 мин;
-
средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая
мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт·ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на
соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы
передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, 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.
Лист № 2
Всего листов 8
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи
отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой
организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной
цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС»,
региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе устройства синхронизации системного времени на базе УССВ, принимающего сигналы
точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и
синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-
приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях
системывнутреннимитаймерамиустройств,входящихвсистему.ЧасыИВК
синхронизированы со временем УССВ, корректировка часов ИВК выполняется при
расхождении времени часов ИВК и УССВ на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с
временем часов ИВК происходит 1 раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с
временем часов сервера на ±2 с выполняется их корректировка.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата,
часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.10.04). Уровень
защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -
«высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в
таблице 1.
12.1
MD5
Значение
ac_metrology.dll
3е736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки
Идентификационное наименование модуля ПО
Номер версии (идентификационный номер)
модуля ПО
Цифровой идентификатор модуля ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
модуля ПО
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Номер ИК
Наименование
измерительного
канала
Трансформатор
тока
УССВ /
сервер
ПСЧ-
4ТМ.05М.16
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
УСВ-3.
Рег. № 64242-16
/ DELL Power-Edge
T140
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Состав измерительного канала
напряжения
Счетчик
Трансформатор
электрической
энергии
12
34
56
ГПП 110/10 кВ
1УЗРМО, Ввод
0,4 кВ ТСН-2
ТТИ-А
150/5, КТ 0,5-
Рег. № 28139-04
Лист № 3
Всего листов 8
ТПШЛ–10
2000/5, КТ 0,5
Рег. № 1423-60
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05М.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
3
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, Ввод
0,4 кВ ТСН-1
ТТИ-А
150/5, КТ 0,5
Рег. № 28139-04
-
ПСЧ-
4ТМ.05М.16
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
4
ТПШЛ–10
2000/5, КТ 0,5
Рег. № 1423-60
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05М.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
5
ТПШЛ–10
2000/5, КТ 0,5
Рег. № 1423-60
ЗНОЛ.06
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ПСЧ-
4ТМ.05М.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
6
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 2 с.ш.
10 кВ, яч. 14
ТПЛМ–10
100/5, КТ 0,5
Рег. № 2363-68
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05М.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
7
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 2 с.ш.
10 кВ, яч. 16
ТПЛ–10–М
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 22192-07
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05М.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
8
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 2 с.ш.
10 кВ, яч. 15
ТПЛ–10–М
150/5, КТ 0,5S
Рег. № 22192-07
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05М.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
9
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч. 28
ТПЛ–10–М
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 22192-07
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05М.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
10
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч. 30
ТПЛ–10У3
200/5, КТ 0,5
Рег. № 1276-59
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05М.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
11
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 2 с.ш.
10 кВ, яч. 12
ТПЛ–10
400/5, КТ 0,5
Рег. № 1276-59
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05МК.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
УСВ-3. Рег. № 64242-16/ DELL Power-Edge T140
3
4
56
Продолжение таблицы 2
12
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
2 10 кВ, 2 с.ш.
10кВ, яч.5, Ввод
10 кВ Т-2
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч.27,
Ввод 10 кВ Т-1
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 3 с.ш.
10 кВ, яч. 43,
Ввод 10 кВ Т-3
Лист № 4
Всего листов 8
12
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч. 24
ТПЛ–10
300/5, КТ 0,5
Рег. № 1276-59
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05МК.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
13
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч. 26
ТПЛ–10
100/5, КТ 0,5
Рег. № 1276-59
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05М.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07
14
ГПП 110/10 кВ
УЗРМО, ЗРУ –
10 кВ, 1 с.ш.
10 кВ, яч. 21
ТПЛ–10У3
150/5, КТ 0,5
Рег. № 1276-59
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05МК.12
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
15
КТП – 20 10/04
кВ, РУ – 0,4 кВ,
ЩУ – 0,4 кВ
ТТИ-А
200/5, КТ 0,5
Рег. № 28139-06
-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.16
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
16
ТП – 28 10/0,4
кВ, РУ – 0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ Т1
ТТИ-125
1500/5, КТ 0,5
Рег. № 28139-04
-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.16
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
17
ТП – 26 10/0,4
кВ, РУ – 0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ Т1
ТТИ-А
300/5, КТ 0,5
Рег. № 28139-06
-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.16
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
УСВ-3. Рег. № 64242-16/ DELL Power-Edge T140
Продолжение таблицы 2
123456
Примечания:
1 Допускается 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.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС
КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится
совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Границы погрешности в
рабочих условиях ±δ, %
энергии
Границы основной
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Вид
Номер ИКэлектрической
погрешности ±δ, %
1, 3, 15-17
123
Активная 1,1
Реактивная1,8
Активная1,3
2, 4-6, 10-14
Реактивная2,0
4
3,1
5,1
3,2
5,2
Лист № 5
Всего листов 8
7-9
Продолжение таблицы 3
1234
Активная 1,3 2,2
Реактивная2,03,7
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,8, токе ТТ, равном 100
% от Iном для нормальных условий и при cosφ=0,8, токе ТТ, равном 5 % от Iном для
рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от
+5 до +35 °С.
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5
инд.
до 1
емк
от -40 до +60
165000
140000
45000
Значение
2
17
от 98 до102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- частота, Гц
Условия эксплуатации
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
(sin
j
)
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
от -40 до +60
от -40 до +60
от +10 до + 30
от 80,0 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
ПСЧ-4ТМ.05МК
ПСЧ-4ТМ.05М
- температура окружающей среды для сервера, °С
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, %, не более
- частота, Гц
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
ПСЧ-4ТМ.05МК
ПСЧ-4ТМ.05М
УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
100000
1
Лист № 6
Всего листов 8
Продолжение таблицы 4
12
Глубина хранения информации
Счетчики:
ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М
-каждого массива профиля при времени интегрирования 30
минут, сут113
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации
состояний средств измерений, лет, не менее3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
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 ОРЭМ с помощью электронной почты.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Трансформатор тока
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Обозначение
2
ТПЛ–10
ТПЛ–10–М
ТПЛ–10У3
ТПЛМ–10
ТПШЛ–10
ТТИ-125
ТТИ-А
Количество, шт.
3
6
6
4
2
9
3
12
Лист № 7
Всего листов 8
1
Продолжение таблицы 5
12
ЗНОЛ.06
Трансформатор напряжения
НТМИ-10-66
ПСЧ-4ТМ.05М.12
ПСЧ-4ТМ.05М.16
3
3
2
9
2
3
3
УСВ-3
1
Счетчик электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05МК.12
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Устройство синхронизации системного
времени
Основной серверDELL Power-Edge T140
Документация
Методика поверки МП 26.51.43/19/19
Формуляр ФО 26.51.43/19/19
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП26.51.43/19/19«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей».
Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 15.11.2019 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в
состав АИИС КУЭ;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
27008-04;
мультиметр«Ресурс-ПЭ-5»,регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде (рег. № 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием
системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии ООО «МетМашУфалей». МВИ 26.51.43/19/19, аттестованной ФБУ «Самарский
ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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 «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»
(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)
ИНН 7714348389
Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, кор. 12, этаж 2, пом II, ком 9
Телефон: 8 (495) 230-02-86
E-mail:
Лист № 8
Всего листов 8
центр
средств
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональный
стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области»
(ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134
Телефон: 8 (846) 336-08-27
Факс: 8 (846) 336-15-54
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311281 от 16.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 29970-05 | Аппаратура повременного учета соединений | АПУС АРМ-Квант | ООО "Квант-Сервис", г.Омск | 1 год | Перейти |
| 31504-06 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 200 НГДУ "Иркеннефть" ОАО "Татнефть" | Нет данных | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 59974-15 | Система измерительная установки налива нефтепродуктов в автоцистерны на ОАО "Танеко" | Нет данных | Фирма "Mess-und Fordertechnik Gwinner GmbH & Co", Германия | 1 год | Перейти |
| 62745-15 | Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1222 | Нет данных | ООО НПП "ГКС", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 62358-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности железнодорожных узлов (АИИС КУЭ ЖУ) Приволжской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Астраханской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), 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