64867-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тепличный комплекс" г. Спасск - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тепличный комплекс" г. Спасск

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 64867-16
Производитель / заявитель: ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж
Скачать
64867-16: Описание типа СИ Скачать 95.3 КБ
64867-16: Методика поверки Скачать 1 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тепличный комплекс" г. Спасск поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тепличный комплекс» г. Спасск (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 64867-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тепличный комплекс" г. Спасск
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 003
Производитель / Заявитель

ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

64867-16: Описание типа СИ Скачать 95.3 КБ
64867-16: Методика поверки Скачать 1 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тепличный комплекс» г. Спасск (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, двухуровневую 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее -УССВ-2.01) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 № 1-4 цифровой сигнал с выходов счётчиков, используя интерфейс RS-485, поступает на коммуникатор GSM, далее используя GSM-связь поступает на сервер ИВК. В сервере ИВК происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и обработка измерительной информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Пензенское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется 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 ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к

Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2.01, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УССВ-2.01 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ-2.01 более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени УССВ-2.01 не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 12.01, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений (Рег. № 44595-10).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».

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 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Порядковый номер

Наименование объекта и номер ИК

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, (±6), %

Погрешность в рабочих условиях, (±6), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110/10 кВ «Спасск»

1

ПС 110/10 кВ «Спасск» ЗРУ-10 кВ яч. № 2

ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 10373; Зав. № 10380

ЗНОЛП-10-У2

Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3552; Зав. № 3558; Зав. № 3643

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0610120313

-

активная

реактивная

1,2

2,8

3,4

5,8

2

ПС 110/10 кВ «Спасск» ЗРУ-10 кВ яч. № 6

ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 10517; Зав. № 10515

ЗНОЛП-10-У2

Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3552; Зав. № 3558; Зав. № 3643

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0610120320

-

активная

реактивная

1,2

2,8

3,4

5,8

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

ПС 110/10 кВ «Спасск» ЗРУ-10 кВ яч. № 9

ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 600/5

Зав. № 8994; Зав. № 8477

ЗНОЛП-10-У2

Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3669; Зав. № 3620; Зав. № 3670

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0610120299

-

активная

реактивная

1,2

2,8

3,4

5,8

4

ПС 110/10 кВ «Спасск» ЗРУ-10 кВ яч. № 13

ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 10461; Зав. № 10370

ЗНОЛП-10-У2

Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3669; Зав. № 3620; Зав. № 3670

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0610120361

-

активная

реактивная

1,2

2,8

3,4

5,8

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 + 15 до + 35 °С; счетчиков - от + 21 до + 25 °С; ИВК - от + 10 до + 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 - (0,02-1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5-1,0 (0,8-0,5); частота - (50+0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от - 40 до + 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:

- от - 40 до + 60 °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 + 10 до + 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 для ИК № 1-4 от 0 до + 30 °C.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М.12 - среднее время наработки на отказ не менее

Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=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 сервера БД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере БД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

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

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (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;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТПОЛ-10-У3

1261-08

8

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-10-У2

23544-07

12

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.12

36355-07

4

Программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 64867-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тепличный комплекс» г. Спасск. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2016 г.

Основные средства поверки:

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

- для 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»;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.12 - по документу ИЛГШ.411152.146РЭ «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 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 - 20 до + 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.

З нак 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 «Тепличный комплекс» г. Спасск, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

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

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

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

Смотрите также

64866-16
FALCON 503, FALCON 508, FALCON 511 Твердомеры Виккерса
Фирма "INNOVATEST Europe BV", Нидерланды
Твердомеры Виккерса FALCON 503, FALCON 508, FALCON 511 (далее - твердомеры) предназначены для измерений твердости металлов и сплавов по шкалам Виккерса в соответствии с ГОСТ 9450-76, ГОСТ Р ИСО 6507-1-2007.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Забайкальской ЖД - филиала ОАО «Российские Железные Дороги» в границах Забайкаль...
64864-16
МАРК-509А Анализаторы растворенного водорода
ООО "Взор", г.Нижний Новгород
Анализатор растворенного водорода МАРК-509А (в дальнейшем анализатор) предназначен для измерений массовой концентрации растворенного в воде водорода (КРВ) и температуры воды.
64863-16
ФП34 Газоанализаторы
НП ОДО "Фармэк", Беларусь, г.Минск
Газоанализаторы ФП34, предназначены для контроля концентрации взрывоопасных и вредных газов от одного до шести (одновременно до пяти) компонентов: метана (СН4), пропана (С3Н8), диоксида углерода (СО2), оксида углерода (СО), кислорода (О2), сероводоро...
64862-16
Prove Спектрофотометры
Фирма "Merck KGaA", Германия
Спектрофотометры Prove предназначены для измерения спектрального коэффициента направленного пропускания и оптической плотности.