67667-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "КХП "Тихорецкий" (ТП-2 Котельная) - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "КХП "Тихорецкий" (ТП-2 Котельная)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 67667-17
Производитель / заявитель: ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир
Скачать
67667-17: Описание типа СИ Скачать 103.5 КБ
67667-17: Методика поверки РТ-МП-4288-500-2017 Скачать 5.9 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "КХП "Тихорецкий" (ТП-2 Котельная) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «КХП «Тихорецкий» (ТП-2 Котельная) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 67667-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "КХП "Тихорецкий" (ТП-2 Котельная)
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 340.01
Производитель / Заявитель

ООО "ЭнергоСнабСтройПроект" (ЭССП), г.Владимир

Поверка

Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

67667-17: Описание типа СИ Скачать 103.5 КБ
67667-17: Методика поверки РТ-МП-4288-500-2017 Скачать 5.9 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «КХП «Тихорецкий» (ТП-2 Котельная) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс точки измерений (ИИК ТИ), включающий измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-3 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде средств измерений 51644-12 (Рег. № 51644-12), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов измерений в организации-участники ОРЭМ;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;

предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает счетчики и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-3, к которому подключен ГЛОНАСС/GPS-приемник. УСВ-3 осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 .

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Наименование ПО

ПО «Пирамида 2000»

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

56f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Продолжение таблицы 1

1

2

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИ

К АИИС КУЭ

Наименование

Состав ИИК АИИС КУЭ

Вид элек-

ИИК

объекта

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

троэнергии

1

2

3

4

5

6

7

1

ТП-1 Мельница 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, яч.

2

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 68014 Зав. № 70005

Рег.

№ 1276-59

НТМК-10 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 934 Рег. № 355-49

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611110760 Рег. № 36355-07

Сервер АИИС КУЭ УСВ-3, Зав. № 0224 Рег. № 51644-12

Активная Реактивная

2

ТП-1 Мельница 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, яч. 12

ТПЛ-10

кл.т. 0,5

50/5

Зав. № 67396

Зав. № 68224 Рег. № 1276-59

НТМК-10 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 939 Рег. № 355-49

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611110986 Рег. № 36355-07

Активная Реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), %

51(2) %, I1(2)— 1 изм< 1 5 %

55 %, I5 %— I изм< 1 20 %

520 %, I 20 %— I изм< I 100 %

5100 %, I100 %— I изм— I 120 %

1,0

-

±2,2

±1,6

±1,5

1, 2

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

ТТ - 0,5; ТН - 0,5;

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,8

Счетчик - 0,5 S

0,7

-

±3,8

±2,3

±2,0

0,5

-

±5,6

±3,2

±2,6

Продолжение таблицы 3

Номер ИИК

sinip

Пределы допускаемой относительной ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

I 2 %^ I изм< I 5 %

55 %,

I5 %^ I изм< I 20 %

520 %, I 20 %^ I изм< I 100 %

5100 %, I100 %^ I изм~ I 120 %

1, 2

ТТ - 0,5; ТН - 0,5;

Счетчик - 1,0

0,44

-

±7,2

±4,7

±4,1

0,6

-

±5,5

±3,9

±3,6

0,71

-

±4,7

±3,6

±3,4

0,87

-

±4,0

±3,3

±3,1

Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.

Примечания:

1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 51(2)%q для coso<1,0 нормируется от I2%.

2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).

3 В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-Uhom;

сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, coso=0,9 инд;

температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока питающей сети 0,9^Uhom до 1,1 •Uhom,

сила переменного тока от 0,05^Ihom до 1,2-Ihom;

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005;

в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

7 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв < 2 ч;

для сервера Тв < 1 ч;

для компьютера АРМ Тв < 1 ч;

для модема Тв < 1 ч.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113 сут; при отключении питания - не менее 10 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТПЛ-10

4 шт.

Трансформатор напряжения

НТМК-10

2 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

2 шт.

Преобразователь

Moxa NPort 5410

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Коммуникатор

С-1.02

1 шт.

Терминал GSM модем

IRZ MC52iT

1 шт.

Сервер АИИС КУЭ (ПАО «КХП «Тихорецкий»)

HP ProLiant DL60 Gen9

1 шт.

Методика поверки

РТ-МП-4288-500-2017

1 шт.

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.340.01 ПФ

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4288-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «КХП «Тихорецкий» (ТП-2 Котельная). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 10.04.2017 г.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

УСВ-3   - по методике поверки ВЛСТ 240.00.000 И1, утвержденной

ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2012 г.;

Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Рег. № 46656-11);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в аттестованном документе.

Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «КХП «Тихорецкий» (ТП-2 Котельная).

Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0006/2017-01.00324-2011 от 06.03.2017 г.

Нормативные документы

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

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

Смотрите также

Анализаторы паров этанола в выдыхаемом воздухе Alcotest 5510, Alcotest 6820 (далее -анализаторы) предназначены для экспрессного измерения массовой концентрации паров этанола в отобранной пробе выдыхаемого воздуха.
67669-17
N5225A (анализаторы) U3020AY03 и U3020AY04 (блоки) Анализаторы цепей векторные с блоками оптического удлинения портов
Фирма "Keysight Technologies Malaysia Sdn. Bhd.", Малайзия; Фирма "Keysight Technologies, Inc.", США
Анализаторы цепей векторные N5225A с блоками оптического удлинения портов U3020AY03 и U3020AY04 предназначены для измерения комплексных коэффициентов передачи и отражения (S-параметров) устройств с коаксиальными соединителями типа I (2,4 мм), располо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (7 очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизи...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» (Ульяновск-4, Ульяновск-5) (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической э...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная учета энергоресурсов Филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Смоленская атомная станция» (далее по тексту -АИИС УЭ Смоленской АЭС) предназначена для измерений тепловой энергии, расхода, массы, давлен...