75151-19: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Находкинский МТП" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Находкинский МТП"

Номер в ГРСИ РФ: 75151-19
Производитель / заявитель: ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск
Скачать
75151-19: Описание типа СИ Скачать 302.8 КБ
75151-19: Методика поверки Скачать 1.3 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Находкинский МТП" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП» (далее по тексту - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения результатов измерений.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 75151-19
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Находкинский МТП"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 0265-19
Производитель / Заявитель

ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

75151-19: Описание типа СИ Скачать 302.8 КБ
75151-19: Методика поверки Скачать 1.3 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП» (далее по тексту - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения результатов измерений.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя Центр сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»).

ИВК ПАО «ДЭК» состоит из ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания», программного обеспечения (ПО) «АльфаЦентр», а также устройства синхронизации системного времени типа УССВ. К серверу ИВК ПАО «ДЭК» подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала.

В ИВК АИИС КУЭ предусмотрено выполнение следующих функций:

- автоматический регламентный сбор результатов измерений;

- сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналов событий» электросчетчиков) со всех ИИК;

- обработку данных и их архивирование;

- доступ к информации и ее передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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 преобразуют 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 по проводным линиям связи и каналообразующей аппаратуре (GSM-модемы) поступает на вход сервера ЦСОД ПАО «ДЭК», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии, осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

Результаты измерений передаются с сервера, установленного в ПАО «ДЭК» в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0, в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Один раз в сутки ИВК ПАО «ДЭК» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи ПО «АльфаЦентр», в формате XML, и автоматически передает его в АО «СО ЕЭС», в организации - участники оптового рынка и в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) АО «АТС» через IP сеть передачи данных, с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации системного времени типа УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS), часы счетчиков и серверов.

В ИВК используется устройство синхронизации системного времени типа УССВ, установленное в ЦСОД ПАО «ДЭК», принимающее сигналы точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS).

Часы счетчика синхронизируются от часов сервера раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±2 с (программируемый параметр).

С инхронизация времени часов ИВК ПАО «ДЭК» выполняется 6 раз в сутки (каждые 4 часа) в соответствии с метками времени, полученными от УССВ по запросу сервера ИВК, при расхождении времени более чем на ±1 с.

С инхронизация времени счетчиков электроэнергии и сервера отражаются в журналах событий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07.07

Цифровой    идентификатор    метрологически

значимой части ПО ac_metrology.dll

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Уровень защиты ПО - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3 и 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

1

2

3

4

5

6

1

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1с, яч.4

ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) 2473-00

НТМИ-6-66

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

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

2

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.19

ТЛМ-10

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 2473-00

НТМИ-6-66

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

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

3

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.2, ввод 0,4 кВ ТСН-1

-

-

ПСЧ-3ТМ.05М.04 Кт = 1,0/2,0 Рег. № 36354-07

HP ProLiant DL380e Gen8

4

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.17, ввод 0,4 кВ ТСН-2

-

-

ПСЧ-3ТМ.05М.04 Кт = 1,0/2,0 Рег. № 36354-07

HP ProLiant DL 320e Gen8

5

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, яч.1, КЛ-6 кВ Ф-1

ТЛМ-10

Кт = 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 2473-00

НТМИ-6-66

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

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

6

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.15, КЛ-6 кВ Ф-15

ТЛМ-10

Кт = 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 2473-00

НТМИ-6-66

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

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

7

ПС Порт 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.16, КЛ-6 кВ Ф-16

ТОЛ-10-I

Кт = 0,5 S Ктт = 100/5 Рег. № 47959-11

НТМИ-6-66

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

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

8

ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, Яч.2 КЛ-6 кВ Ф-2

ТПЛ-СВЭЛ-10

Кт = 0,5 S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10

НТМИ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

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

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

9

ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, Яч.4 КЛ-6 кВ Ф-4

ТПЛ-СВЭЛ-10

Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10

НТМИ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

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

HP ProLiant DL380e Gen8

HP ProLiant DL 320e Gen8

10

ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с, Яч.6 КЛ-6 кВ Ф-6

ТПЛ-СВЭЛ-10

Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10

НТМИ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

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

11

ПС Астафьево 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с, Яч.8 КЛ-6 кВ Ф-8

ТПЛ-СВЭЛ-10

Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 44701-10

НТМИ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

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

12

ТП-17 6 кВ, РУ-6 кВ, Яч.5, КЛ-6 кВ Ф-5

ТОЛ-10-I

Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛП-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11

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

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 АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

2 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

Номера ИК

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности (±6), %

Границы погрешности в рабочих условиях (±6), %

1, 2, 5, 6

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,9

4,6

3, 4

Активная

Реактивная

1,1

2,2

4,0

6,5

7 - 12

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,3

4,3

Примечания:

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

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

3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 30 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

- сила тока, % от 1ном

- коэффициент мощности, cos9

- температура окружающей среды ,°C

от 99 до 101

от 100 до 120

0,87

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

- сила тока, % от 1ном

- коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C

- для ТТ и ТН

- для счетчиков

от 90 до 110

от 2(5; 10) до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк.

от -45 до +40

от -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Электросчетчики ПСЧ-3ТМ.05М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

140000 2

140000 2

0,99

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

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

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее

45

3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчика и сервера фиксируются факты:

- попытка несанкционированного доступа;

- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера ИВК.

-     наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчике;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей;

- ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- сервере 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 типографическим способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

8 шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

5 шт.

Трансформаторы тока

ТПЛ-СВЭЛ-10

8 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

2 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-6

3 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

10 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-3ТМ.05М

2 шт.

Методика поверки

МП-312235-047-2019

1 экз.

Формуляр

ТДВ.411711.065.ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-047-2019   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 29.03.2019 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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;

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

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

- электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- электросчетчиков ПСЧ-3ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.138РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.138РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007г.;

- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);

- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы      автоматизированной      информационно-измерительной      коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Находкинский МТП», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 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
75152-19
РВС-1000, РВСП-1000 Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
АО "Газпромнефть-Терминал", г.Новосибирск
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-1000, РВСП-1000 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
75153-19
РВС-1000 Резервуар вертикальный стальной цилиндрический
АО "Газпромнефть-Терминал", г.Новосибирск
Резервуар вертикальный стальной цилиндрический РВС-1000 предназначен для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические с понтоном РВСП-1000 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
75155-19
РВС-1950 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
АО "АП Саратовский завод резервуарных металлоконструкций", г.Саратов
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-1950 предназначены для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
75156-19
РВС-400 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
ООО "Востокмонтажгаз", г.Бугульма
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-400 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.