42985-09: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Первая сбытовая компания" для энергоснабжения ОАО "Стройматериалы" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Первая сбытовая компания" для энергоснабжения ОАО "Стройматериалы"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 42985-09
Производитель / заявитель: ООО "Энергобаланс-Центр" Филиал в Белгородской области, г.Белгород
Скачать
42985-09: Описание типа СИ Скачать 579.9 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Первая сбытовая компания" для энергоснабжения ОАО "Стройматериалы" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Для эффективного автоматизированного коммерческого учета электроэнергии (мощности) в ОАО "Стройматериалы", а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО "АТС", "СО-ЦДУ"ЕЭС" и др.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 42985-09
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Первая сбытовая компания" для энергоснабжения ОАО "Стройматериалы"
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2009
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ Воронежского ЦСМ
Адрес центра 394018, г.Воронеж, ул.Станкевича, 2
Руководитель центра Гуров Павел Алексеевич
Телефон (8*073*2) 55-06-12
Факс 52-01-35
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 38163
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола 13д от 24.12.09 п.13
Производитель / Заявитель

ООО "Энергобаланс-Центр" Филиал в Белгородской области, г.Белгород

 Россия 

308001, 1-й Первомайский пер., д.1-А Тел/факс 8(4722)24-55-59, факс 245575

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП Воронежского ЦСМ
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 19.05.2024

Поверители

Скачать

42985-09: Описание типа СИ Скачать 579.9 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям АО «Стройматериалы», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящая из пяти измерительных каналов.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи тока и напряжения, многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 для измерения активной и реактивной энергии;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру;

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер), автоматизированное рабочее месте, каналообразующую аппаратура, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Каналы связи между измерительно-информационными точками учета, ИВКЭ и ИВК образуют измерительные каналы (ИК) 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 электроэнергии. 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 (умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере ИВК АИИС КУЭ).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков 1, 2 и 3 измерительных каналов по интерфейсу RS-485 поступает через GSM-модемы в УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков 4 и 5 измерительных каналов по интерфейсу RS-485 по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных.

ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям через Internet (основной канал связи) и GSM-модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов 51070 и 80020 в формате XML.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая проводит синхронизацию часов от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.

УСПД, с периодом в 30 мин, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.

От УСПД синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по проводным линиям связи и GSM-модемам, а так же часы ИВК 1 раз в сутки при сборе информации по GSM связи. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем на ±1 с, производится коррекция часов счетчиков и ИВК.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.

Программное обеспечение

Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» установлено на сервере.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«АльфаЦЕНТР»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.07.03

Цифровой идентификатор ПО:

Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe

434b3cd629aabee2c888321c997356b2

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe

fc 1 ec6f4a4af313 a00efb3af4b5e8602

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe

0c5fc70674f0d1608352431e9dd3c85d

Драйвер работы с БД Cdbora2.dll

234b8084f22314cc2c22841cf6e42f40

Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll

0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c

Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll

b8c331abb5e34444170eee9317d635cd

ПО ИК АИИС КУЭ, не влияет на метрологические характеристики указанные в таблице 3.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологические характеристики с указанием наименования присоединений.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.

Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики

Канал измерений

Средство измерений

Ктт Ктн^ Ксч= Красч.

Наименование, измеряемой величины

№ ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС "Донец" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 3 СШ, яч. 16, КЛ 6 кВ БКСМ

УСПД № 37288-08

RTU-325

004875

9600

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТТ

КТтт=0,5 Ктт=800/5 № 32139-06

А

ТОЛ СЭЩ-10

10182

Ток первичный, I

В

ТОЛ СЭЩ-10

10386

С

ТОЛ СЭЩ-10

10392

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05

А

В

С

НАМИ-10 УХЛ2

973

Напряжение первичное, U

Счетчик

КТсч=0,58/1,0

Ксч =1 №36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0605110180

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

1

2

3

4

5

6

7

2

ПС "Донец" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 1 СШ, яч. 5, КЛ 6 кВ БКСМ-резерв

УСПД № 37288-08

RTU-325

004875

9600

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТТ

КТтт = 0,5 Ктт = 800/5 № 32139-06

А

ТОЛ СЭЩ-10

10404

Ток первичный, I

В

ТОЛ СЭЩ-10

10406

С

ТОЛ СЭЩ-10

10246

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05

А

В

С

НАМИ-10 УХЛ2

926

Напряжение первичное, U

Счетчик

КТсч=0,58/1,0

Ксч =1 №36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0603090065

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

3

ЩС 0,4кВ ГСК №70

УСПД № 37288-08

RTU-325

004875

1

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

к

о и

KTc4=0,5S/1,0

Ксч =1 № 30784-05

ПСЧ-3ТМ.05

0512080340

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

1

2

3

4

5

6

7

4

ПС "Белгород" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 1 СШ, яч.

122, КЛ 6 кВ КСМ-2

УСПД № 37288-08

RTU-325

004875

3600

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТТ

КТтт = 0,5 Ктт = 300/5 № 7069-02

А

ТОЛ-10

39992

Ток первичный, I

В

-

-

С

ТОЛ-10

3736

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 17158-98

А

НОМ-6-77

4956

Напряжение первичное, U

В

НОМ-6-77

41553

С

НОМ-6-77

4961

W К (Т

о (Т и

КТсч=0,58/1,0

Ксч =1 №36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0607080023

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

5

ПС "Белгород" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 3 СШ, яч.

313, КЛ 6 кВ КСМ-1

УСПД № 37288-08

RTU-325

004875

9600

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТТ

КТтт = 0,5 Ктт = 800/5 № 15128-07

А

ТОЛ-10-

I-8

7457

Ток первичный, I

В

ТОЛ-10-

I-8

7452

С

ТОЛ-10-

I-8

7456

ТН

КТтн = 0,5 Ктн=6000/100 № 38394-08

А

В

С

НАЛИ-СЭЩ-6-4

00187-11

Напряжение первичное, U

W К (Т

о (Т и

КТсч=0,58/1,0

Ксч =1 №36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0612097450

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

Примечания:

КТ - класс точности средства измерений.

Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.

Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной/ реактивной (5WP Z5Wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

5wp,%

ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф

для диапазона 1 (5)%<IZIn<20% W P5 %< W P<W P20 %

для диапазона 20%<IZIn<100% Wp20 % <Wp<Wp100 %

для диапазона

100%< I/In<120%

Wp100 % <Wp< Wp120 %

1, 2,

4, 5

0,5

0,5

0,5s

1,0

±2,2

±1,7

±1,6

0,8

±3,3

±2,3

±2,0

0,5

±5,8

±3,6

±3,0

3

-

-

0,5s

1,0

±1,3

±1,3

±1,3

0,8

±1,6

±1,6

±1,6

0,5

±2,1

±2,1

±2,1

5wq,%

ИК

КТТТ

КТтн

КТСЧ

Значение cos ф

для диапазона

1 (5)%<IZIn<20%

W Q5 % <W q<W Q20 %

для диапазона 20%<IZIn<100%

W Q20 % <W q<W q 100 %

для диапазона 100%< I/In<120% Wq100 % <Wq< Wq120%

1, 2

4, 5

0,5

0,5

1,0

0,8

±5,7

±3,4

±2,9

0,5

±4,1

±2,7

±2,5

3

-

-

1,0

0,8

±3,7

±2,4

±2,3

0,5

±3,2

±2,3

±2,3

IZIn - значение первичного тока в сети в процентах от номинального; WP1(5) %(WQ1(5)) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении IZIn равном от 1(5) до 120 %.

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

- трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;

- счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012 и ЭД;

- УСПД RTU-325 по ДЯИМ.466215.001РЭ.

Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Наименование параметров, влияющих величин

Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала

Счетчики

ТТ

ТН

УСПД

1

2

3

4

5

Сила переменного тока, А

отI2миндо12макс

от 11миндо 1,2 11ном

-

-

Напряжение переменного тока, В

от 0,8 U2номдо

1,15 U2ном

-

от 0,9 U1 ном до 1,1 U1ном

от 85 до 264

Коэффициент мощности (cos ф)

от 0,5инд до 0,8емк

от 0,5инд до 0,8емк

от 0,5инд до 0,8емк

-

Частота, Гц

от 47,5 до 52,5

от 47,5 до 52,5

от 47,5 до 52,5

-

Температура окружающего воздуха по ЭД, °С

от -40 до +60

от -40 до +55

от -50 до +45

от 0 до +70

1

2

3

4

5

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более

0,5

-

-

-

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COS92=0,8 инд)

-

от 0,25 S2номДО

1,0 S2ном

-

-

Мощность вторичной нагрузки ТН (при COS92 =0,8 инд)

-

-

от 0,25 S2ном до 1,0 S2ном

-

Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

Трансформаторы тока

400 000

Трансформаторы напряжения

400 000

Счетчик электроэнергии

140 000

УСПД RTU-325

100000

ИБП APC Smart-URS 2200 VA

35000

Модем GSM и коммуникационное оборудование

50000

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-35HVS

44000

Сервер

50000

Срок службы, лет:

Трансформаторы тока

30

Трансформаторы напряжения

30

Счетчики электроэнергии

30

УСПД RTU-325

30

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-35HVS

10

Коммуникационное и модемное оборудование

10

Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе, не более, 4 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;

- мониторинг состояния АИИС КУЭ;

- удалённый доступ;

- возможность съёма информации со счётчика автономным способом;

- визуальный контроль информации на счётчике.

Регистрация событий:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике, УСПД, сервере;

- защищенность применяемых компонентов.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей;

- УСПД;

- сервера.

Защита информации на программном уровне:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД, не менее, 45 сут., на сервере, не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

трансформатор тока

ТОЛ СЭЩ-10 (рег. номер 32139-06)

6 шт.

трансформатор тока

ТОЛ-10 (рег. номер 7069-02)

2 шт.

трансформатор тока

ТОЛ-10-1-8 (рег. номер 15128-07)

3 шт.

трансформатор напряжения

НАМИ-10 УХЛ2 (рег. номер 20186-05)

2 шт.

трансформатор напряжения

НОМ-6-77 (рег. номер 17158-98)

3 шт.

трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ-6-4 (рег. номер 38394-08)

1 шт.

счетчик электроэнергии

ПСЧ-4ТМ.05М (рег. номер 36355-07)

4 шт.

счетчик электроэнергии

ПСЧ-3ТМ.05 (рег. номер 30784-05)

1 шт.

паспорт-формуляр

ЭБЦ.425210.013.ФП

1 экз.

технорабочий проект

ЭБЦ.425210.013

1 экз.

руководства по эксплуатации на счётчики ПСЧ-4ТМ.05М

ИЛГШ.411152.146 РЭ

1 экз.

руководства по эксплуатации на счётчики ПСЧ-3ТМ.05

ИЛГШ.411152.138 РЭ

1 экз.

паспорта на счётчики ПСЧ-4ТМ.05М

ИГЛШ.411152.146 ФО

4 экз.

паспорта на счётчики ПСЧ-3ТМ.05

ИЛГШ.411152.137 ФО

1 экз.

руководство по эксплуатации

на устройство сбора

и передачи данных (УСПД) RTU-325

ДИЯМ.466215.001 РЭ

1 экз.

паспорт-формуляр RTU-325

ДИЯМ.466215.001 ФО

1 экз.

методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 42985-09 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы». Методика поверки» с изменением №1, утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 26 июня 2017 г.

Основные средства поверки:

- прибор сравнения КНТ-03 (рег. № 24719-03);

- радиочасы МИР РЧ-01 (рег. № 27008-04);

- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Ресурс-иР2-ПТ (рег. № 29470-05);

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.146РЭ;

- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-3ТМ.05 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.138 РЭ;

- средства поверки УСПД RTU-325 по методике поверки ДЯИМ.466453.005 МП.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ в виде оттиска поверительного клейма.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика выполнения измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы»». Свидетельство об аттестации методики измерений № 12/1908-2009 от 14.08.2009 г.

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Для эффективного автоматизированного коммерческого учета электроэнергии (мощности) в ОАО "Завод ЖБК-1", а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынк...
Default ALL-Pribors Device Photo
42987-09
MCII Весы-компараторы
Фирма "Shinko Denshi Co., Ltd.", Япония
Для поверки и калибровки гирь, определения массы деталей, требующих высокой точности изготовления, а также для определения массы дорогостоящих материалов. Применяются в центрах стандартизации и метрологии, в метрологических службах и лабораториях пре...
Default ALL-Pribors Device Photo
42988-09
SITESCAN D10/D20, Dryscan 410 Дефектоскопы ультразвуковые
Фирма "Sonatest Ltd.", Великобритания
Для измерения амплитуд эхосигналов, отраженных от дефектов, определения глубины и координат залегания дефектов, толщины изделий при одностороннем доступе к ним. Являются портативными одноканальными приборами и предназначены для ручного контроля издел...
Default ALL-Pribors Device Photo
42989-09
МС-10 Структуроскопы магнитные
ЗАО "НИИИН МНПО "Спектр", г.Москва
Для измерения коэрцитивной силы ферромагнитных материалов и изделий из них. Области применения структуроскопа неразрушающая структуроскопия различных металлических конструкций в энергетике, нефтегазовой и химической промышленности, металлургии, транс...