Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "КХП "Тихорецкий" (ТП-2 Котельная)
| Номер в ГРСИ РФ: | 67667-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир |
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 | 03.11.2024 |
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
