53496-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сухонский ЦБК" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сухонский ЦБК"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 53496-13
Производитель / заявитель: ООО "Сигор", г.Москва
Скачать
53496-13: Описание типа СИ Скачать 250.7 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сухонский ЦБК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 53496-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сухонский ЦБК"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 484 п. 22 от 15.05.2013
Производитель / Заявитель

ООО "Сигор", г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 53496-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

53496-13: Описание типа СИ Скачать 250.7 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сухонский ЦБК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной (переданной) отдельными технологическими объектами ООО «Сухонский ЦБК»; сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ P 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии. Счетчики преобразуют мгновенные значения входных сигналов в цифровой код. Микропроцессором счетчика

вычисляется активная и реактивная электроэнергия за установленные интервалы времени, а также активная и реактивная мощность. Счетчики снабжены отсчетными устройствами и цифровыми выходами. Информация сохраняется в энергонезависимой памяти. По запросу с верхнего уровня измерительная информация поступает в цифровом виде по проводным линиям связи на входы сервера, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ).

Используемое программное обеспечение позволяет производить сбор данных со счетчиков, обработку, хранение полученных данных на жёстких дисках сервера, осуществлять передачу данных в ОАО «Вологодская сбытовая компания», отображать с помощью АРМ эти данные в наглядной форме (таблицы, графики), вести оперативный контроль средней (получасовой) мощности, дифференцированной по времени суток, выводить полученную информацию на печать.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-2 подключенное к серверу, встроенные часы сервера и счетчиков. УСВ-2 принимает сигналы от системы спутникового времени. Погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСВ-2 осуществляет коррекцию времени часов сервера и счетчиков. Сличение времени часов сервера БД со временем УСВ-2 осуществляется каждые 30 мин, и корректировка времени часов выполняется при расхождении времени часов сервера и УСВ-2 ±1с. Корректировка времени часов счетчиков выполняется один раз в сутки при расхождении со временем УСВ-2 ±3 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида». ПО «Пирамида» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065d 63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/ мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c83 f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a0f dc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3c cea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261328 cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e66494 521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055bb 2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd321 5049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23ec d814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2884 f5b356a1d1e75

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Сухонский ЦБК ГПП 110/6 ЗРУ-6 кВ Ввод №1 яч. №9

ТШЛП-10 1500/5 Кл. т. 0,2S

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

IBM Express х3250 M4

Активная,

Реактивная

± 0,6

± 1,3

± 1,0

± 1,9

2

Сухонский ЦБК ГПП 110/6 ЗРУ-6 кВ Ввод №2 яч. №61

ТШЛП-10 1500/5 Кл. т. 0,2S

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

3

Сухонский ЦБК ГПП 110/6 ЗРУ-6 кВ яч. №2

ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

Активная,

Реактивная

± 0,9

± 2,3

± 2,9

± 4,5

4

Сухонский ЦБК ГПП 110/6 ЗРУ-6 кВ яч. №19

ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

5

Сухонский ЦБК ГПП 110/6 ЗРУ-6 кВ яч. №53

ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

6

Сухонский ЦБК ГПП 110/6 ЗРУ-6 кВ яч. №59

ТПЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

8

7

Сухонский ЦБК РУ-1 6 кВ яч. №1

ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5

1 с.ш. НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5

2 с.ш. НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

IBM Express х3250 M4

Активная,

Реактивная

± 1,1

± 2,7

± 2,9

± 4,6

8

Сухонский ЦБК РУ-1 6 кВ яч. №2

ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

9

Сухонский

ЦБК РУ-1 6 кВ яч. №14

ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

10

Сухонский ЦБК РУ-3 6 кВ яч. №4

ТПЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

11

Сухонский ЦБК РУ-РМЦ 6 кВ яч. №4

ТПЛ-10 50/5 Кл. т. 0,5

НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

12

Сухонский ЦБК РУ-РМЦ 6 кВ яч. №7

ТПЛ-10 50/5 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05)^Uhom; ток (1 - 1,2)1ном; cosф = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1)^Uhom; ток (0,05 - 1,2)1ном; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - от минус 40 до плюс 60 °С; для сервера от плюс 10 до плюс 35 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05<!ном, cosф = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как неотъемлемая часть.

7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;

- сервер - коэффициент готовности - не менее 0,99; среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в энергоснабжающую организацию по коммутируемой телефонной линии и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- факты параметрирования;

- попытки несанкционированного доступа;

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- факты коррекции времени (изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени);

- отклонения напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- пропадание напряжения.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика,

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК/ИВКЭ (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30-ти минутных приращений электроэнергии (функция автоматизирована);

- сбора 1 раз в сутки/месяц (функция автоматизирована);

Возможность предоставления информации о результатах измерений

- в энергоснабжающую организацию (ОАО «Вологодская сбытовая компания») в автоматическом режиме.

Глубина хранения информации (профиля):

- электросчетчик имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с установленным интервалом, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована);

- ИВК/ИВКЭ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ соответствует паспорт-формуляру, в котором приведен полный перечень измерительных, связующих и вычислительных компонентов, образующих каждый измерительный канал.

В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу МП 53496-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сухонский ЦБК». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 11 марта 2013 года.

Средства поверки на измерительные компоненты:

- средства поверки ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-11;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М -по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сухонский ЦБК». Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 52323-2005

Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

Трансформаторы тока. Общие технические условия.

Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005

Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энер

ГОСТ 22261-94

гии.

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
53497-13
TS-9100 Датчики температуры
Фирма "Johnson Controls Systems & Service GmbH", Германия
53498-13
НТ-9000 Датчики температуры и влажности
Фирма "Johnson Controls Systems & Service GmbH", Германия
Default ALL-Pribors Device Photo
53499-13
TND-R, TNF-R, TNS-R Термометры манометрические
Фирма "KOBOLD Messring GmbH", Германия