• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО "НЭСК" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая))

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО "НЭСК" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая)) Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО "НЭСК" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая)) Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 63011-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 07-01. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО "НЭСК" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая)) Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО "НЭСК" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая)) Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
63011-16
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО "НЭСК" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая))
Обозначение типаНет данных
ПроизводительАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 07-01
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая)) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС 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), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2. 2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации – ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи» и Центр сбора и обработки данных АО «НЭСК» (далее – ЦСОД АО «НЭСК»). ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи» включает в себя сервер опроса и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1622), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ЦСОД АО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО). 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи через преобразователь интерфейсов поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по основному или резервному каналам связи стандарта GSM поступает в ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОД АО «НЭСК». Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Кубани» (Кубанское РДУ) и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP 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 ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC составляют не более ( 0,5 с. Сервер, установленный в ЦСОД АО «НЭСК», и сервер, установленный в ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи», периодически сравнивают свое системное время с соответствующим УСВ-1. Сличение часов каждого сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера, установленного в ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи», производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии 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 обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000». Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОCalcClients.dllCalcLeakage.dllCalcLosses.dllMetrology.dllParseBin.dllParseIEC.dllParseModbus.dllParsePiramida.dllSynchroNSI.dllVerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132fd79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c836f557f885b737261328cd77805bd1ba748e73a9283d1e66494521f63d00b0d9fc391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca091ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИКНомер точки измерений на однолинейной схемеНаименование точки измерений Измерительные компонентыСервер Вид электроэнергии Метрологические характеристики ИК*
12345678910
147ЩР 0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ ВНС №2 «Макаренко»Т-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 53476 Зав. № 53469 Зав. № 53475─СЭТ-4ТМ.03.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0101073312HP ProLiant DL360e Gen8 Зав. № CZJ42805NQАктивная Реактивная± 1,0 ± 2,1± 3,5 ± 7,6
148ЩР 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ ВНС №2 «Макаренко»Т-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 32548 Зав. № 53459 Зав. № 53483─СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805130388
152яч. РУ-6 кВ, РП-51 1 с.ш. 6 кВТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 6418 Зав. № 6827НТМК-6 У4 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 484СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804130888
Продолжение таблицы 2
12345678910
153яч. РУ-6 кВ, РП-51 2 с.ш. 6 кВТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 61003 Зав. № 61845НТМК-6 У4 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 337СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803135569HP ProLiant DL360e Gen8 Зав. № CZJ42805NQАктивная Реактивная± 1,3 ± 2,5± 3,5 ± 6,0
156РП-89 10/0,4 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ Т-1ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 4021120000022 Зав. № 4021120000025 Зав. № 4021120000018ЗНОЛП-10 У2 Кл.т. 0,5 10000:√3/100:√3 Зав. № 3003541 Зав. № 3003542 Зав. № 3002540СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803131457
157РП-89 10/0,4 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ Т-2ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 4021120000038 Зав. № 4021120000016 Зав. № 4021120000023ЗНОЛП-10 У2 Кл.т. 0,5 10000:√3/100:√3 Зав. № 3001902 Зав. № 3001903 Зав. № 3001904СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107080090
*Примечания: В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала (соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч. Основная погрешность рассчитана для следующих условий: параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos( = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) Гц; температура окружающей среды: (23 ± 2) °С. Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН: параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) – 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц; температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С; относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С; атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа. Для счетчиков электрической энергии: параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 – 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл; температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С; относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С; атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа. Для аппаратуры передачи и обработки данных: параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц; температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С; относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С; атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % Iном cos( = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10°С до плюс 35°С. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менееТ = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менееТ = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч. 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: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком. Защищённость применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счётчика электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; сервера. защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счётчика электрической энергии; сервера. Возможность коррекции времени в: счётчика 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). Глубина хранения информации: электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 5 лет; сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонентаТип компонента№ ГосреестраКоличество
Трансформаторы токаТ-0,6629482-076
Трансформаторы тока проходные с литой изоляциейТПЛ-101276-596
Трансформаторы токаТЛК-10-69143-016
Трансформаторы напряженияНТМК-6 У4323-492
Трансформаторы напряженияЗНОЛП23544-026
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ 4ТМ.0327524-042
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М36697-124
Устройство синхронизации времениУСВ-128716-052
СерверHP ProLiant DL360e Gen8—1
Методика поверки——1
Паспорт-формулярЕКМН.466453.022-25.1 ФО—1
Поверкаосуществляется по документу МП 63011-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая)). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» в ноябре 2015 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Документы на поверку измерительных компонентов: ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»; ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»; счетчиков СЭТ-4ТM.03 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.; счетчиков СЭТ-4ТM.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 руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.; УСВ-1 – в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г. Перечень основных средств поверки: радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04; переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01; 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%.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая)) 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.
ЗаявительАкционерное общество «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» (АО «НЭСК»); ИНН 2308091759 Юридический адрес: 350049, г. Краснодар, ул. Северная, 247 Тел: (861) 216-83-01
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации метрологии и испытаний в Рязанской области» (ФБУ «Рязанский ЦСМ») Адрес: 390011, г. Рязань, Старообрядческий проезд, д. 5 Тел/факс: (4912)55-00-01 / 44-55-84; E-mail: asu@rcsm-ryazan.ru Аттестат аккредитации ФБУ  «Рязанский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU.311204 от 10.08.2015 г.