68864-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Магна Автомотив Рус" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Магна Автомотив Рус"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 68864-17
Производитель / заявитель: АО "РЭС Групп", г.Владимир
Скачать
68864-17: Описание типа СИ Скачать 108.6 КБ
68864-17: Методика поверки МП 206.1-239-2017 Скачать 878.5 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Магна Автомотив Рус" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Магна Автомотив Рус» (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 68864-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Магна Автомотив Рус"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 433
Производитель / Заявитель

АО "РЭС Групп", 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

68864-17: Описание типа СИ Скачать 108.6 КБ
68864-17: Методика поверки МП 206.1-239-2017 Скачать 878.5 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Магна Автомотив Рус» (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, ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.

На верхнем - втором уровне системы выполняются сбор и обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется ИВК АИИС КУЭ по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭП. ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИВК и ИИК. В качестве первичного эталонного источника календарного времени используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет по протоколу NTP. Тайм-сервер работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. Корректировка часов ИВК осуществляется при расхождении часов ИВК и часов NTP - сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» на ±2 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии 7.1, 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 ПО ПО «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

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

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

Номер ИК

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

ТП 6 кВ АО «Магна Автомотив Рус», РУ-6 кВ, яч.1

ТЛП-10

Кл. т. 0,5S 500/5

ЗНОЛП-6

Кл. т. 0,2 6000^3/100^3

ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,6

±3,4

±5,7

2

РП-16 6 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.169

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 200/5

НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05МК

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

3

РП-16 6 кВ, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.1610

ТПЛМ-10 ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5

НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05МК

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

4

РУ-10 кВ «Цех литья», 1СШ 10 кВ, яч.1

ARM3/N2F Кл. т. 0,5 100/5

ЗНОЛП-10

VRQ2n/S2 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3

ПСЧ-4ТМ.05МК

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

5

РУ-10 кВ «Цех литья», 2СШ 10 кВ, яч.5

ARM3/N2F Кл. т. 0,5 100/5

ЗНОЛП-10

VRQ2n/S2 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3

ПСЧ-4ТМ.05МК

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

6

ТП-332 «Г» 6 кВ, РУ-0,4 кВ, яч.ф.4.2

ТТН

Кл. т. 0,5S 100/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

7

ТП-332 «Г» 6 кВ, РУ-0,4 кВ, яч.ф.8.2

ТТН

Кл. т. 0,5 100/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ТП-332 «Г» 6 кВ,

РУ-0,4 кВ, яч.ф.7.1

ТОП М-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 150/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

9

РТП «Магна» 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ГРЩ-5 0,4 кВ, яч.ф.

ООО "СОК"

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

Кл. т. 1,0/2,0

-

активная

реактивная

±1,1

±2,4

±4,9

±11,1

10

КТП ДПР «Технопласт» 27,5 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. ф. «Дилижанс»

ТОП М-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 150/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

11

КТП ДПР «Технопласт» 27,5 кВ, ТСН-1, РУ-0,4 кВ, яч.ф.«УЗП»

Т-0,66

Кл. т. 0,5S 100/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

12

КТП ДПР «Технопласт» 27,5 кВ, ТСН-2, РУ-0,4 кВ, яч.ф.«Переезд»

Т-0,66

Кл. т. 0,5S 100/5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

13

ТП 322 Б/2 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.ввод

ТОЛ-НТЗ-10

Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛП-НТЗ-6

Кл. т. 0,2 6000/^3/100/^3

ПСЧ-4ТМ.05МК

Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,6

±4,2

±7,1

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.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 от 0 до плюс 40 °C; для ИК № 9, 10, 11, 12, 13 от минус 40 до плюс 60 °

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена измерительных компонентов оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

13

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9

0,9

- температура окружающей среды, °C

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 (5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Магна Автомотив Рус» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТЛП-10

30709-11

3

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

3

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2363-68

1

Трансформатор тока

ARM3/N2F

18842-09

6

Трансформатор тока

ТТН

58465-14

6

Трансформатор тока

ТОП М-0,66 У3

59924-15

6

Трансформатор тока

Т-0,66

52667-13

6

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10

51679-12

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6

46738-11

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

16687-13

2

Окончание таблицы 4

1

2

3

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-10

46738-11

2

Трансформатор напряжения

VRQ2n/S2

23215-06

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-НТЗ-6

51676-12

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК

64450-16

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК

50460-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

64450-16

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

64450-16

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

МП 206.1-239-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-239-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Магна Автомотив Рус». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 17 августа 2017 г.

Основные средства 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»;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.20 - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

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

- 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.

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

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

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной-информационно измерительной коммерческого электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Магна Автомотив Рус», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 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

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пензадизельмаш» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обраб...
68867-17
FALCON Дефектоскопы вихретоковые
Фирма "INETEC Institute for Nuclear Technology", Хорватия
Дефектоскопы вихретоковые FALCON (далее - дефектоскопы) предназначены для выполнения измерений при контроле труб парогенераторов и теплообменных аппаратов в составе комплекса оборудования вихретокового контроля парогенераторов и позволяют измерять гл...
68868-17
MTS Exceed Копры маятниковые
Фирма "MTS Systems (China) Co., Ltd.", Китай
Копры маятниковые MTS Exceed (далее - копры) предназначены для измерения энергии разрушения образцов при проведении механических испытаний материалов на двухопорный изгиб, консольный изгиб, ударное растяжение и определения ударной вязкости.
Машины испытательные универсальные гидравлические MTS Exceed (далее по тексту -машины) предназначены для измерения силы и деформации при испытаниях материалов на растяжение, сжатие или изгиб в режиме статического нагружения.
Системы информационно-измерительные в составе системы автоматического управления газотурбинной установкой (САУ ГТУ) LM6000 моделей PD, PF, PF+, DF, Sprint (далее - системы, ИИС САУ ГТУ LM6000) предназначены для измерений, отображения и регистрации па...