70164-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "СК Алтайкрайэнерго" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "СК Алтайкрайэнерго"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 70164-18
Производитель / заявитель: ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир
Скачать
70164-18: Описание типа СИ Скачать 100.3 КБ
70164-18: Методика поверки МП 206.1-362-2017 Скачать 941.4 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "СК Алтайкрайэнерго" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СК Алтайкрайэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 70164-18
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "СК Алтайкрайэнерго"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 168
Производитель / Заявитель

ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 5
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 5 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

70164-18: Описание типа СИ Скачать 100.3 КБ
70164-18: Методика поверки МП 206.1-362-2017 Скачать 941.4 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СК Алтайкрайэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее по тексту - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. 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.

Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч. Q, квар^ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.

Для измерительного канала (далее по тексту - ИК) №1 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД. где осуществляется обработка измерительной информации. в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD на верхний уровень системы. а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для ИК №2 и №3 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на вход GSM-модема, откуда по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в ИВК «ИКМ-Пирамида». В ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

В ИВК «ИКМ-Пирамида», располагающемся в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ), производится сбор, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml - файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с ИВК «ИКМ-Пирамида» настоящей системы.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) на базе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GРS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически 1 раз в 1 час сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения.

В ИК №1 часы УСПД синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется один раз в сутки, при наличии расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками 1 раз в 30 минут. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения, но не чаще 1 раза в сутки.

Для ИК №2 и №3 часы счетчика синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, но (не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчика осуществляется при наличии расхождения показаний более чем ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование модулей ПО:

CalcClients.dll

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Идентификационное наименование модулей ПО:

CalcLeakage.dll

Продолжение таблицы 1

1

2

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Идентификационное наименование модулей ПО:

CalcLosses.dll

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

Идентификационное наименование модулей ПО:

Metrology.dll

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParseBin.dll

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParseIEC.dll

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParseModbus.dll

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Идентификационное наименование модулей ПО:

ParsePiramida.dll

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Идентификационное наименование модулей ПО:

SynchroNSI.dll

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

Идентификационное наименование модулей ПО:

VerifyTime.dll

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК      I

Наименование измерительного канала

Состав измерительного канала

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

УССВ/ Сервер

1

ПС №7 «Заречная» 110/35/20/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш., яч. 2

ТОЛ-10 100/5

КТ 0,5S Рег.№47959-11

НАМИ-10 10000/100

КТ 0,2 Рег.№ 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-

05

УСВ-1 Рег№28716-05/ИКМ-Пирамида Рег.№29484-05

2

ПС №46 «Краснощековская» 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2 с.ш., яч. 19

ТОЛ-10 150/5

КТ 0,5S Рег№ 47959-11

НАМИ-10 10000/100

КТ 0,2 Рег.№11094-87

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-08

3

ВЛ-10 кВ Л-97-17 от ПС 35 кВ №97

Сычевская, ПКУ-10кВ оп. 171/1

ЗНТОЛП-НТЗ-10 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 55601-13

ЗНТОЛП-НТЗ-10 (ф.А,С) 10000:V3 / 100:^3

КТ 0,5 Рег.№ 55601-13

ЗНОЛП-10 (ф.В) 10000:^3 / 100:^3 КТ 0,5 Рег.№ 46738-11

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 64450-16

Примечания:

1 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 не претендует на улучшение указанных в Таблице 2 метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Вид электрической энергии

Границы основной погрешности, (±8), %

Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±8),%

1, 2

Активная Реактивная

1,2

1,9

3,4

5,7

3

Активная Реактивная

1,4

2,1

3,4

5,7

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8 ($шф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (зтф=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +40 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

3

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности, cos9

0,9

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от +21 до +25

- температура окружающей среды для УСПД, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности cos9(sin9)

- температура окружающей среды для счетчиков и УСПД, °С

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C

от 90 до 110

от 5 до 120

от 0,5 инд до 0,8 емк

- атмосферное давление, кПа

от 0 до +40 от -45 до +40 от 80 до 106,7

- относительная влажность, не более ,%

98

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М.01, ч

140 000

- среднее время наработки на отказ ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ч

165 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Продолжение таблицы 3

1

2

СОЕВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер (ИВК «ИКМ-Пирамида»):

- среднее время наработки на отказ, ч

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

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

113

- при отключении питания, лет, не менее УСПД:

5

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

45

- при отключении питания, лет, не менее Сервер (ИВК «ИКМ-Пирамида»):

5

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

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера (ИВК «ИКМ-Пирамида») 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 УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера (ИВК «ИКМ-Пирамида»);

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер (ИВК «ИКМ-Пирамида»).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

5

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

2

ЗНОЛП-10

1

Трансформаторы комбинированные

ЗНТОЛП-НТЗ-10

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.01

2

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

1

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1

Документация

Программное обеспечение

«Пирамида 2000»

1

Методика поверки

МП 206.1-362-2017

1

Формуляр

АСВЭ 168.00.000 ФО с Изменением №1

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-362-2017  «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СК Алтайкрайэнерго». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 27.11.2017 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

- по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

- по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ «Методика поверки», согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 декабря 2007 г.

- счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.00 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1, «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.

- СИКОН С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые

индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;

- УСВ-1 - по документу ВЛСТ.221.00.000 МП «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 декабря 2004 г.;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;

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

- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

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

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

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СК Алтайкрайэнерго». АСВЭ 168.00.000 МИ» аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 и документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СК Алтайкрайэнерго». МВИ 26.51.43-16-3329074523-2018 аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015.

Нормативные документы

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

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Владимир) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/6 кВ Стекловолокно (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и перед...
70167-18
E31 412-200 Счетчики электрической энергии однофазные электронные многотарифные
ООО "Тайпит-Измерительные Приборы" (Тайпит-ИП), г.С.-Петербург
Счетчики электрической энергии однофазные электронные многотарифные E31 412-200 (далее - счетчики) предназначены для измерений активной энергии в однофазных цепях переменного тока номинальной частоты 50 Гц, её учёта по четырём тарифам дифференцирован...
70168-18
X Компараторы массы
Фирма "Mettler-Toledo GmbH", Швейцария
Компараторы массы X (далее - компараторы) предназначены для статического измерения массы гирь (специальных грузов) методом сличения.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) межсистемных перетоков электроэнергии филиала ПАО «МРСК Волги» - «Оренбургэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивно...