64495-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Климовский трубный завод" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Климовский трубный завод"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 64495-16
Производитель / заявитель: ООО "ПраймЭнерго", г.Москва
Скачать
64495-16: Описание типа СИ Скачать 100.7 КБ
64495-16: Методика поверки Скачать 979.8 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Климовский трубный завод" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Климовский трубный завод» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 64495-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Климовский трубный завод"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 001
Производитель / Заявитель

ООО "ПраймЭнерго", г.Москва

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 3
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 3 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

64495-16: Описание типа СИ Скачать 100.7 КБ
64495-16: Методика поверки Скачать 979.8 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Климовский трубный завод» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных RTU-325L (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) - сервер АИИС КУЭ ООО «Климовский трубный завод», промежуточный сервер АИИС КУЭ - сервер ПАО «МОЭСК», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройства синхронизации времени УСВ-3 (далее УСВ-3) и каналообразующую аппаратуру.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК №1,2 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВКЭ по проводным каналам связи, где осуществляется хранение измерительной информации. Далее промежуточный сервер АИИС КУЭ по проводным каналам связи опрашивает УСПД, осуществляет хранение и передачу измерительной информации. Передача информации с промежуточного сервера на сервер АИИС КУЭ ООО «Климовский трубный завод» осуществляется с помощью электронной почты в виде xml-макетов формата 80020, 80030.

Для ИК №3,4 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД АИИС КУЭ по беспроводным (GSM/GPRS) каналам связи, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.

Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД АИИС КУЭ с помощью электронной почты.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК.

Сервер БД АИИС КУЭ оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет сервер БД АИИС КУЭ, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и сервере БД на величину более ±2 с. Корректировка часов сервера БД АИИС КУЭ выполняется автоматически, от УСВ-3. Корректировка часов сервера БД АИИС КУЭ происходит ежесекундно.

Промежуточный сервер АИИС КУЭ - сервер ПАО «МОЭСК» и УСПД ПАО «МОЭСК» оснащены УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация времени УСПД ПАО «МОЭСК» от УСВ-3 происходит ежесекундно. Сравнение показаний часов УСПД ПАО «МОЭСК» и сервера ПАО «МОЭСК» происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ±3 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД и УСПД.

Программное обеспечение

В сервере БД АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

В сервере ПАО «МОЭСК» используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблицах 1-2.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО ПК «Энергосфера»

Идентификационные признаки

Значение (сервер АИИС КУЭ ООО «Климовский трубный завод»)

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B

Алгоритм       вычисления       цифрового

идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 - Метрологические значимые модули ПО «Альфа ЦЕНТР»

Идентификационные признаки

Значение (сервер ПАО «МОЭСК»)

Идентификационное наименование ПО

Библиотека метрологически значимой части ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.01

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм       вычисления       цифрового

идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2,

нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 3 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Порядковый номер

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС №747 "Весенняя" 110/6 кВ, КРУ-6кВ, 3сш, яч.35, ф.35

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2245; Зав. № 2244

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4051

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808091048

RTU 325L Зав. № 005070

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,8

±6,6

2

ПС №747 "Весенняя" 110/6 кВ, КРУ-6кВ, 2сш, яч.6, ф.6

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 10074; Зав. № 14285

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2912

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808094018

RTU 325L Зав. № 005070

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,8

±6,6

3

РП-2 6кВ «Климовский трубный завод», РУ-6кВ, 1сш, яч.1-1

ТЛО-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 14-60 005; Зав. № 14-60 004

ЗНОЛ.06

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Зав. № 6276;

Зав. № 1134;

Зав. № 6288

Меркурий 230ART-00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 13156632

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,8

±6,6

4

РП-2 6кВ «Климовский трубный завод», РУ-6кВ, 2сш, яч.2-1

ТЛО-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 14-60 007; Зав. № 14-60 006

ЗНОЛ.06

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Зав. № 1078;

Зав. № 6271;

Зав. № 1113

Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 15573643

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,8

±6,6

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота -(50+0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

а) для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50+0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

б) ) для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50+0,4) Гц;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01 от минус 40 до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии Меркурий 230ART-00 PQCSIDN от минус 40 до плюс 70 °C;

- для счётчиков электроэнергии Меркурий 230 Art-00 PQCSIDN от минус 40 до плюс 70 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

в) для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии ИК № 1 - 4 от минус 30 до плюс 40 °C.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик Меркурий 230ART-00 PQCSIDN - среднее время наработки на

отказ не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN - среднее время наработки на

отказ не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

Лист № 6

Всего листов 9

- УСПД RTU 325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч,

среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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 УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Климовский трубный завод» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-10

7069-07

2

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

30709-11

2

Трансформатор тока

ТЛО-10

25433-11

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2611-70

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

3344-72

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1

36697-08

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230ART-00 pqcsidn

23345-07

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 ART-00 pqcsidn

23345-07

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU 325L

37288-08

1

У стройство синхронизации времени

УСВ-3

51644-12

2

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Программное обеспечение

«Альфа ЦЕНТР»

1

Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 64495-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Климовский трубный завод». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2016 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- СЭТ-4ТМ.03М.01   - по документу «Счетчики электрической энергии

многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;

Лист № 8

Всего листов 9

- счетчиков Меркурий 230ART-00 PQCSIDN - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;

- счетчиков Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;

- УСПД RTU 325L - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

- УСВ-3 - по документу «Инструкция. Уствройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %;

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Климовский трубный завод», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уральский асбестовый горно-обогатительный комбинат» (2-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ФОРЭС» (Асбестовское отделение) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,...
64491-16
АВТОПОСТ-Д Весы автомобильные
ООО "Инженерный центр "АСИ", г.Кемерово
Весы автомобильные АВТОПОСТ-Д (далее - весы) предназначены для определения полной массы транспортного средства (далее - ТС), нагрузок на отдельные оси и группы осей в движении.
64490-16
G4 ICARUS Анализаторы углерода, серы
Фирма "Bruker Elemental GmbH", Германия
Анализаторы углерода, серы G4 ICARUS предназначены для измерений массовой доли углерода, серы в металлах, сплавах и неорганических твердых материалах
Счетчики жидкости лопастные МКА 3350, МКА 2290, МКА 800 (далее - счетчики) предназначены для измерений объема различных нефтепродуктов, протекающих по трубопроводу.