88250-23: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МСК Энерго" (2-я очередь) - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МСК Энерго" (2-я очередь)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 88250-23
Производитель / заявитель: ООО "МСК Энерго", г. Москва
Скачать
88250-23: Описание типа СИ Скачать 126 КБ
88250-23: Методика поверки Скачать 6.4 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МСК Энерго" (2-я очередь) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МСК Энерго» (2-я очередь) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии (мощности).

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 88250-23
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МСК Энерго" (2-я очередь)
Срок свидетельства (Или заводской номер) 002
Производитель / Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью "МСК Энерго" (ООО "МСК Энерго"), г. Москва

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 17.11.2024

Поверители

Скачать

88250-23: Описание типа СИ Скачать 126 КБ
88250-23: Методика поверки Скачать 6.4 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МСК Энерго» (2-я очередь) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии (мощности).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

Первый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

На уровне ИИК АИИС КУЭ реализуются следующие функции:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и нарастающим итогом на начало расчетного периода (день, месяц);

- коррекция времени в составе системы обеспечения единого времени;

- автоматическая регистрация событий, сопровождающих процессы измерений, в «Журнале событий»;

- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений;

- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и обработки данных (сервер БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ); автоматизированные рабочие места на базе персональных компьютеров (АРМ); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных и программное обеспечение.

На втором уровне АИИС КУЭ реализуются следующие функции:

- автоматический сбор результатов измерений электроэнергии с заданной дискретностью (30 мин);

- сбор и передача «Журналов событий» с уровня ИИК в базу данных ИВК;

- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;

- возможность масштабирования долей именованных величин количества электроэнергии;

- расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;

- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

- формирование и передача результатов измерений в ХЫЬ-формате по электронной почте;

- организация дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.

Первичные токи преобразуются измерительными ТТ в допустимые для безопасных измерений значения и по проводным линиям поступают на измерительные входы счетчиков (подключение цепей напряжений счетчика производится по проводным линиям, подключенных к первичному напряжению). В счетчиках аналого-цифровой преобразователь осуществляет измерения мгновенных аналоговых значений величин, пропорциональных фазным напряжениям и токам, по шести каналам и выполняет преобразование их в цифровой код, а также передачу по скоростному последовательному каналу в микроконтроллер. Микроконтроллер по полученным измерениям вычисляет мгновенные значения активной и полной мощности.

Средняя активная и полная электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. При каждой вышеописанной итерации (30 мин) счетчик записывает результат вычислений во внутреннюю память посредством ведения массивов мощности.

На уровне ИВК сервер БД не реже одного раза в сутки, в автоматическом режиме (либо по запросу в ручном режиме), посредством каналообразующей аппаратуры по протоколу TCP/IP инициирует сеанс связи со счетчиками ИИК. После установки связи с устройством, происходит считывание результатов измерений за прошедшие сутки, производится дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, сохранение поступающей информации в базу данных, оформление отчетных документов.

Один раз в сутки (или по запросу в ручном режиме) сервер БД ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате ХМЬ и передает их организациям в рамках согласованного регламента.

В качестве сервера БД выступает серверт типа HPE ProLiant ML10Gen9.

Каналы связи являются цифровыми и, соответственно, не вносят дополнительных погрешностей в измерительные каналы. Передача данных на всех уровнях внутри системы организована с помощью сравнения контрольных сумм по стандартизированным протоколам передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ обеспечивает синхронизацию часов времени на всех уровнях АИИС КУЭ (сервер БД, счетчики). В качестве эталонного времени в СОЕВ используется время, транслируемое спутниковыми системами ГЛОНАСС/GPS, получаемое специализированным устройством синхронизации времени (УССВ) типа УССВ-2 (регистрационный номер 54074-13).

Синхронизация времени сервера БД производится от УССВ автоматически не реже 1 раза в 60 минут, корректировка часов сервера производится при рассогласовании более чем на 1 секунду.

Сличение шкалы времени между сервером БД ИВК и счетчиками происходит при каждом сеансе связи. Коррекция времени счетчика осуществляется при рассогласовании более чем на 1 секунду.

В АИИС КУЭ обеспечена защита от несанкционированного доступа на физическом уровне путем пломбирования:

- счетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей;

- сервера БД.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений в составе данных измерительных каналов присвоен заводской номер №002. Заводской номер указан на титульном листе паспорта-формуляра 95178019.411711.002.ПФ

Программное обеспечение

Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программного обеспечения (ПО).

Под стандартизированным ПО используются операционные системы линейки Microsoft Windows, а также Системы управления базами данных.

Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК) «АльфаЦЕНТР», которое функционирует на уровне ИВК (сервер БД, АРМ), а также ПО счетчиков.

Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию. Счетчики имеют программную защиту с помощью пароля на чтение результатов измерений, а также их конфигурацию, разграниченную в двух уровнях (пользователя и администратора).

Метрологически значимой частью ПО «АльфаЦЕНТР» является специализированная программная часть (библиотека). Данная программная часть выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от счетчиков. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54

Другие идентификационные данные

ПО «АльфаЦЕНТР»

Специализированное ПО предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, а также предусматривает разграничение прав пользователей путем создания индивидуальных учетных записей. Получение измерительной информации возможно только при идентификации пользователя путем ввода данных пользователя («логин») и соответствующего ему пароля. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

В АИИС КУЭ обеспечено централизованное хранение информации о важных программных и аппаратных событиях («Журнал событий»):

- изменение значений результатов измерений;

- изменение коэффициентов трансформации (масштабных коэффициентов);

- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

- пропадание питания;

- замена счетчика;

- события, полученные с многофункциональных счетчиков электрической энергии (события ИИК).

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных компонентов первого уровня ИК АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование

Состав ИИК

Трансформатор тока

Счетчик электрической энергии

1

2

3

4

1

КТП 1013 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ф.1

ттн

кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 58465-14

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

2

КТП 1013 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ф.2

тти

кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 28139-12

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

3

КТП 1013 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ф.11

ттн

кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 58465-14

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

4

КТП 1013 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ф.12

ттн

кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 58465-14

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

5

ТП 500 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ф.16

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

6

ТП 500 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ф.20

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

7

ТП 750 10 кВ, РУ 0,4 кВ, Ввод Т1

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

8

ТП 750 10 кВ, РУ 0,4 кВ, Ввод Т2

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

9

г. Вологда, ул. Маршала Конева, д 14а, ВРУ 0,4 кВ Торгового комплекса, Ввод 0,4 кВ

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

10

ТП 421 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш.0.4 кВ, ф.31

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

Окончание таблицы 2

1

2

3

4

11

ТП 421 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш.0.4 кВ, ф.29

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

12

РТП 38 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш.0.4 кВ, ф.9

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 250/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

13

РТП 38 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш.0.4 кВ, ф.11

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

14

РТП 38 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш.0.4 кВ, ф.16

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

15

РТП 38 10 кВ, РУ 0,4 кВ, с.ш.0.4 кВ, ф.18

тте

кл.т. 0,5 Ктт = 250/5 рег. № 73808-19

Меркурий 234 кл.т. 0,5S/1 рег. № 75755-19

П р и м е ч а н и е: Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ на аналогичные утвержденных типов, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК

Вид энерги

(bsoo

Границы интервала относительной погрешности ИК в нормальных условиях (±5), %

Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %

55 %,

520 %,

55 %,

520 %,

I 5-20 %

I 20-100 %

I 5-20 %

I 20-100 %

1 - 15 (Счетчик 0,5S/1; ТТ 0,5)

А

1,0

1,7

1,0

2,1

1,6

0,8

2,8

1,5

3,1

1,9

0,5

5,4

2,7

5,5

3,0

сц

0,8

4,5

2,4

5,4

3,9

0,5

2,9

1,6

4,1

3,4

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), с

5

П р и м е ч а н и е:

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

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

3 I 5-20 % - область нагрузок от 5 % до 20, I 20-100 % - область нагрузок от 20 % до 100 %.

4 Вид энергии: А - активная электрическая энергия, Р - реактивная электрическая энергия

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия: параметры сети ИИК:

- напряжение, % от Uhom

от 98 до 102

- ток, % От Ihom

от 5 до 100

- коэффициент мощности

0,9

температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии °С

от +21 до +25

Рабочие условия эксплуатации: параметры сети ИИК:

- напряжение, % От Uhom

от 90 до 110

- ток, % От Ihom

от 5 до 100

- коэффициент мощности

от 0,5

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - измерительных трансформаторов

от -45 до +40

- счетчиков электрической энергии

от +10 до +30

- сервер и УССВ

от +16 до +28

Характеристики надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

- средняя наработка на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

72

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

74500

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

24

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее

45

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее

3,5

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТТН

9 шт.

Трансформатор тока

ТТИ

3 шт.

Трансформатор тока измерительные

ТТЕ

33 шт.

Счетчики электрической энергии статические

Меркурий 234

15 шт.

Устройства синхронизации системного времени

УССВ-2

1 шт.

Сервер БД

HPE ProLiant ML10Gen9

1 шт.

Паспорт - формуляр

95178019.411711.

002.ПФ

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МСК Энерго» (2-я очередь)», аттестованном ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703.

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
88251-23
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Дербент
Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания - Россети" (ПАО "Россети"), г. Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Дербент (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пере...
Default ALL-Pribors Device Photo
88252-23
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Махачкала
Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания - Россети" (ПАО "Россети"), г. Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Махачкала (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пе...
Default ALL-Pribors Device Photo
88253-23
PXI Модули аналого-цифрового преобразования тензометрические
Индивидуальный предприниматель Маслов Михаил Юрьевич, Московская обл., г. Черноголовка
Модули аналого-цифрового преобразования тензометрические PXI (далее - модули) предназначены для высокоточного измерения отношений напряжений (мВ/В) полномостовых первичных преобразователей физических величин.
88254-23
РГС-30 Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический
Акционерное общество "Транснефть - Сибирь" (АО "Транснефть - Сибирь"), г. Тюмень
Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический РГС-30 (далее - резервуар) предназначен для измерения объёма нефтепродуктов при их приёме, хранении и отпуске.
88255-23
РГС-50 Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический
Акционерное общество "Транснефть - Сибирь" (АО "Транснефть - Сибирь"), г. Тюмень
Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический РГС-50 (далее - резервуар) предназначен для измерения объёма нефти при приёме, хранении и отпуске.