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 "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Очерское ЛПУ МГ КС "Очерская" Обозначение отсутствует, ГРСИ 83338-21
Номер госреестра:
83338-21
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Очерское ЛПУ МГ КС "Очерская"
Обозначение типа:
Обозначение отсутствует
Производитель:
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
18.004-2021
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «5» октября 2021 г. № 2184
Лист № 1
Регистрационный № 83338-21Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учетаэлектроэнергииООО «Газпромэнерго» ООО«Газпромтрансгаз
Чайковский» Очерское ЛПУ МГ КС «Очерская»
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Очерское ЛПУ
МГ КС «Очерская» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и
реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы
времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневуюсистемус
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее –
счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), выполненный на основе
серверногооборудованияпромышленногоисполнения.ИВКвключаетвсебя
специализированноепрограммноеобеспечения«АльфаЦЕНТР», каналообразующую
аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ)
ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют
измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей
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, реактивной 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 минут;
−средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
Лист № 2
Всего листов 7
−периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов
измерений электрической энергии;
−автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов
измерений;
−хранение не trial 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
−автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов
связи, восстановления питания;
−перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты
трансформации ТТ и ТН;
−формирование отчетных документов;
−ведениежурналасобытийсфиксациейизмененийрезультатовизмерений,
осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации
(коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания
питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
−конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
−сбор и хранение журналов событий счетчиков;
−ведение журнала событий ИВК;
−синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках
электроэнергии;
−аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и
любого изменения данных;
−самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
−дистанционный доступ к компонентам АИИС
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и
данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической
энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с
инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК,
АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными
организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для
передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для
передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;
- информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного
документа XML в формате 80030.
Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или
сервере БД
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
−посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для передачи
данных от счетчиков до ИВК;
−посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов ТЧ
связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от уровня
ИИК до уровня ИВК;
−посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных
с сервера баз данных на АРМ;
−посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние
системы (основной канал);
−посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние
системы (резервный канал).
Лист № 3
Всего листов 7
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени
(СОЕВ), включающая в себя часы Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени
UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа ССВ-1Г.
Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при
расхождении более чем на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов Сервера
БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов
счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов Сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной
фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было
скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде
цифро-буквенного обозначения наносится типографским способом на формуляр.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
обеспечения
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование программного
ac_metrology.dll
не ниже 12.1
(рассчитываемый по алгоритму MD5)
Номер версии (идентификационный номер)
программного обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
ССВ-1Г
Рег. № 58301-
14;
Сервер БД
Таблица 2 – Состав ИК
ТТ
ТН
Счетчик
ИВК
№Наименование ИК
И
К
1 ПС 110 кВ
Морозово,
ЗРУ-10 кВ,
1 СШ 10 кВ, яч.13
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
2 ПС 110 кВ
Морозово,
ЗРУ-10 кВ,
2 СШ 10 кВ, яч.22
ТПЛ-10-М
Кл.т. 0,2S
Ктт =200/5
Рег. №
22192-07
ТЛП-10
Кл.т. 0,2S
Ктт
=200/5
Рег. №
30709-08
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн=10000/√3:100/√
3
Рег. № 3344-04
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн=10000/√3:100/√
3
Рег. № 3344-04
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Лист № 4
Всего листов 7
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
таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2. Допускается замена сервера БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при
условии сохранения цифрового идентификатора ПО) и сервера синхронизации времени на
аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными
документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
cos ϕ
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
ИК
№№
1, 2
0,50
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±2,1 ±1,6
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±1,7 ±1,4
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±1,4 ±1,0
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±1,4±1,0
0,80±1,3±2,0±1,1
0,87±1,3±2,3±1,0
1,00±1,0-±0,8
±1,7±0,9
±1,9±0,8
-±0,7
±1,3±0,9±1,3
±1,5±0,8±1,5
-±0,7-
cos ϕ
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК
№№
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
% δ
W
P
%
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
% δ
W
P
%
1, 20,50
0,80
0,87
1,00
±2,2±2,1±1,7
±1,5±2,4±1,2
±1,4±2,7±1,2
±1,2-±0,8
±1,9±1,5
±2,2±1,1
±2,3±1,0
-±0,8
±1,7±1,5±1,7
±1,9±1,1±1,9
±2,1±1,0±2,1
-±0,8-
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы
времени UTC(SU) ±5 с
Примечание:
I
2
– сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I
5
– сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I
20
–
сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I
100
– сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I
120
– сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
I
изм
–силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно
номинального тока ТТ;
δ
Wо
A
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
δ
Wо
Р
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
δ
W
A
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
δ
W
P
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
Лист № 5
Всего листов 7
от 2 до 120
от 90 до 110
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
100
Значение
2
2
от 2 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
−ток, % от I
ном
−напряжение, % от U
ном
−коэффициент мощности cos
температура окружающего воздуха для счетчиков, °С:
Окончание таблицы 5
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
−ток, % от I
ном
−напряжение, % от U
ном
−коэффициент мощности cos
от -40 до +40
от 0 до +40
от +15 до +25
30
30
Автоматическое
Автоматическое
температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для сервера
Период измерений активной и реактивной средней мощности и
приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Формирование базы данных с указанием времени измерений и
времени поступления результатов
Глубина хранения информации
Счетчики:
−тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее
Сервер ИВК:
−хранение результатов измерений и информации
состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
–защитаоткратковременныхсбоевпитаниясервераспомощьюисточника
бесперебойного питания;
–резервный сервер с установленным специализированным ПО;
–резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК и между ИВК и внешними
системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
–счётчика, с фиксированием событий:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике.
– ИВК, с фиксированием событий:
− даты начала регистрации измерений;
− перерывы электропитания;
− программные и аппаратные перезапуски;
− установка и корректировка времени;
− переход на летнее/зимнее время;
Лист № 6
Всего листов 7
− нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего
интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
– защита информации на программном уровне:
−результатов измерений при передаче информации (возможность
использования цифровой подписи);
−установка пароля на счетчик;
−установка пароля на Сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра АУВП.411711.123.ФО
«Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Очерское ЛПУ
МГ КС «Очерская». Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики
ПО ИВК
Сервер синхронизации времени
Обозначение
ТПЛ-10-М
ТЛП-10
ЗНОЛ.06
A1802RALQ-P4GB-DW-4
АльфаЦЕНТР
ССВ-1Г
Количество, шт.
2
2
6
2
1
1
Сервер БД
Системаавтоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого trial электроэнергии ООО
"Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз
Чайковский" Очерское ЛПУМГКС
"Очерская". Формуляр
Stratus FT Server 4700 P4700-2S 1
АУВП.411711.123.ФО 1
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Очерское
ЛПУ МГ КС «Очерская»» Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом
ФГУП«ВНИИФТРИ».АттестатаккредитацииЗападно-СибирскогофилиалаФГУП
«ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе №
RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Лист № 7
Всего листов 7
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром
энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Очерское ЛПУ МГ КС «Очерская»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
Изготовитель
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго»
(Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)
ИНН 7736186950
Адрес: 460000, Российская Федерация, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295
Телефон: +7 (3532) 687-126
Факс: +7 (3532) 687-127
Е-mail: info@of.energo.gazprom.ru.
Испытательный центр
Западно-СибирскийфилиалФедеральногогосударственногоунитарногопредприятия
«Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических
измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)
Адрес: 630004, Российская Федерация, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению
испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 80496-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ "Сергач" | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный Центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти | |
| 77766-20 | Система измерительная для измерений параметров турбостартеров и воздушных стартеров на стенде 13 | СИ-СТ13 | ООО "ИнСис Лтд", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 52470-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Международный аэропорт Шереметьево" 2-я очередь с Изменением №1 | Нет данных | ООО "МонтажЭнергоСтрой", г.Иваново | 4 года | Перейти |
| 60238-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Орской ТЭЦ-1 ОАО "Волжская ТГК" (АИИС КУЭ Орской ТЭЦ-1) | Нет данных | ООО "ЕЭС-Гарант", Московская обл. | 4 года | Перейти |
| 66208-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ПЭС Пригородного РЭС 4 | Нет данных | Филиал ОАО "Сетевая компания" Приволжские электрические сети, г.Казань | 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