69591-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" первая очередь с Изменением № 2 - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" первая очередь с Изменением № 2

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 69591-17
Производитель / заявитель: ЗАО "Независимая Электросетевая Компания" (НЭСК), г.Саратов
Скачать
69591-17: Описание типа СИ Скачать 108.4 КБ
69591-17: Методика поверки МП РЦСМ-006-2017 Скачать 7.1 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" первая очередь с Изменением № 2 поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» первая очередь с Изменением № 2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 69591-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" первая очередь с Изменением № 2
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 001
Производитель / Заявитель

ЗАО "Независимая Электросетевая Компания" (НЭСК), г.Саратов

Поверка

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

69591-17: Описание типа СИ Скачать 108.4 КБ
69591-17: Методика поверки МП РЦСМ-006-2017 Скачать 7.1 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» первая очередь с Изменением № 2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

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

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие

уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер с программным обеспечением (далее по тексту - ПО) КТС «Энергия +», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), GPS-приемник, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы двух модулей интерфейсов групповых (МИГ), далее по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на входы GPRS-модема, и по основному каналу GPRS связи данные поступают в ИВК. При отказе основного канала связи цифровой сигнал с выходов МИГ по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на входы GSM-модема, и по резервному каналу GSM связи данные поступают в ИВК.

На уровне ИВК осуществляется обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал

АО «СО ЕЭС» Саратовское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP по 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 АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Резервный канал передачи данных заинтересованным субъектам оптового рынка реализован посредствам модема ZyXEL.

Основной канал связи обеспечивает скорость передачи данных не менее 28800 бит/сек и имеет коэффициент готовности не хуже 0,95.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), построенную на функционально объединённой совокупности программно-технических средств измерений и коррекции часов устройств, и включает в себя приемник меток времени GPS, устройство сервисное, модули интерфейсов групповые (МИГ), сервер ИВК и счетчики электрической энергии.

Приёмник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) («шесть точек»), которые поступают на устройство сервисное. Устройство сервисное принимает СПВ от приёмника меток времени GPS, и по началу шестого СПВ производит синхронизацию корректора времени, встроенного в устройство сервисное. Корректор времени представляет собой таймер, ведущий часы, минуты, секунды, миллисекунды.

Сервер ИВК по интерфейсу RS-232C каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с корректора показания таймера и сравнивает с показаниями своего таймера. При расхождении таймера сервера и корректора более чем на 60 мс, сервер ИВК корректирует свой таймер по показаниям таймера корректора времени. На сервере ИВК установлена программа «NTP-сервер», которая использует таймер сервера ИВК в качестве опорного источника.

Коррекция часов счётчиков электрической энергии осуществляется с помощью МИГ с использованием технологии NTP. Интегрированный в МИГ «NTP-клиент» по сети GPRS с заданным интервалом выполняет синхронизацию собственного таймера с NTP-сервером на ИВК. При условии, что собственный таймер МИГ синхронизирован с NTP-сервером, МИГ обеспечивает проверку часов счётчиков, подключенных к нему, и при расхождении часов счётчиков с таймером МИГ более ±2 с производит синхронизацию часов счётчиков. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Комплекс технических средств «Энергия+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Идентификационные

признаки

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

Ядро: Энергия + (файл kernel6.exe)

Запись в БД: Энергия + (файл Writer.exe)

Сервер устройств: Энергия + (файл IcServ.exe)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже v. 6.5

Цифровой идентификатор ПО

B26C3DC337223E64306

8D2678B83E7FE

28D3B14A74AC235 8BF E3C1E134D5CCDE

444971B1FA5BB1533F 43A339F8186C7B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование

точки

измерений

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

43

ТП 3321 СШ 2 яч. 6 ф. 9

ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № Н3035 Зав. № Н3027 Зав. № Н3042 Рег. № 28139-12

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162365

Рег. № 36697-12

КТС «Энергия+» Рег. № 21001-11

Активная

Реактивная

0,8

1,9

2,8

4,6

44

ТП 3321 СШ 2 яч. 6 ф. 12

ТТИ-30 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № F32658 Зав. № F32661 Зав. № F32664 Рег. № 28139-12

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162345

Рег. № 36697-12

Активная

Реактивная

0,8

1,9

2,8

4,6

45

ТП 3321 СШ 2 яч. 7 ф. 16

ТТИ-40 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № F37551 Зав. № F37549 Зав. № F37523 Рег. № 28139-12

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162366

Рег. № 36697-12

Активная

Реактивная

0,8

1,9

2,8

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТТИ-30

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.08

0,8

2,8

ТП 3321 СШ 1 яч. 2 ф. 2

200/5

Кл. т. 0,2S/0,5

Активная

46

Зав. № F32669

-

Зав. № 0811162324

Зав. № F32665

Реактивная

1,9

4,6

Зав. № F32666

Рег. № 36697-12

Рег. № 28139-12

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 35181 Зав. № 2989 Рег. № 1276-59

ЗНОЛП-10У2

РП «Бетон» I

Кл.т. 0,5 10000V3/100V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

Активная

1,3

2,9

80

с.ш. яч. 17 ТП

Зав. № 0003174

Зав. № 0811162941

ООО «Интэк»

Зав. № 0003175

Реактивная

2,3

4,7

Зав. № 0003183 Рег. № 23544-07

Рег. № 36697-12

КТС «Энергия+»

РП «Бетон» II

ТПОЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 1470 Зав. № 1168 Рег. № 1261-08

ЗНОЛП-10У2 Кл.т. 0,5 10000V3/100V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 21001-11

Активная

1,3

2,9

81

с.ш. яч. 2 ТП-

Зав. № 0003184

Зав. № 0811162659

ООО «Интэк»

Зав. № 0003170

Реактивная

2,3

4,7

Зав. № 0003157

Рег. № 36697-12

Рег. № 23544-07

ТТИ-А

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.08

0,8

2,8

600/5

Кл. т. 0,2S/0,5

Активная

175

КТП 3039 ф.6

Зав. № Н14201

-

Зав. № 0811162358

Зав. № Н14393

Реактивная

1,9

4,6

Зав. № Н14210

Рег. № 36697-12

Рег. № 28139-12

1

2

3

4

5

6

7

8

9

176

КТП 3039 ф.2

ТТИ-А Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № Н14382 Зав. № Н14197 Зав. № Н14373 Рег. № 28139-12

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162351

Рег. № 36697-12

Активная

Реактивная

0,8

1,9

2,8

4,6

177

БКТП 3041 яч.1

ТТИ-А Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № Н14209 Зав. № Н14398 Зав. № Н14389 Рег. № 28139-12

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162766

Рег. № 36697-12

Активная

Реактивная

0,8

1,9

2,8

4,6

178

БКТП 3041 яч. 7

ТТИ-А Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № Н14384 Зав. № Н14218 Зав. № Н14375 Рег. № 28139-12

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162205

Рег. № 36697-12

Активная

Реактивная

0,8

1,9

2,8

4,6

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном cosj = 0,8инд.

4    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

10

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

от 95 до 105

ток, % от !ном

от 1 до 120

коэффициент мощности

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

от 90 до 110

ток, % от !ном

от 1 до 120

коэффициент мощности:

cos9

0,5 до 1,0

sin9

от 0,5 до 0,87

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,

°С

от +5 до +35

температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для ИВК КТС «Энергия+» (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 21001-11):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

1900

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

счетчики:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

30

сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

40

сервер:

хранение результатов измерений и информации состояний

3,5

средств измерений, лет, не менее

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 счетчика:

параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

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

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

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 АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТТИ-А

15 шт.

Трансформаторы тока

ТТИ-30

6 шт.

Трансформаторы тока

ТТИ-40

3 шт.

Трансформаторы тока

ТПЛ-10

2 шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10 У3

2 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-10У2

6 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.08

8 шт.

ИВК

КТС «Энергия+»

2 шт.

Методика поверки

МП РЦСМ-006-2017

1 шт.

Паспорт-формуляр

153-16-ФО Изменение №2

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП РЦСМ-006-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» первая очередь с Изменением № 2. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 21.09.2017 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

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

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

-    счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

-    КТС «Энергия+» - в соответствии с документом методика поверки, приведенной в Руководстве по эксплуатации НЕКМ.421451.001 РЭ и утвержденной руководителем ФГУ «Пензенский ЦСМ» 25.02.2011 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

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

-    термогигрометр CENTER (мод.314) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор-3.3Т» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 31953-06).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» первая очередь с Изменением № 2

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

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

Смотрите также

69592-17
РУНА Комплексы программно-технические
ООО "КЭР-Автоматика", г.Набережные Челны
Комплексы программно-технические «РУНА» (далее комплекс) предназначены для измерений сигналов электрических величин, числоимпульсных и частотных сигналов и преобразования этих сигналов в единицы физических величин, а также для приема и обработки диск...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система телемеханики и связи ООО «Тепловая генерация г. Волжского» (Волжская ТЭЦ) (далее - СТМиС) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока, среднего по 3-м фазам действующих значений силы электрического тока, действую...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Рассвет (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передач...
Default ALL-Pribors Device Photo
69595-17
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Ключевая
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Ключевая (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и переда...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Нежино (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи...