Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Птицефабрика "Северная

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55581-13
Производитель / заявитель: ООО "Росэнергосервис", г.Владимир
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Птицефабрика "Северная поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55581-13: Описание типа СИ Скачать 107.2 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55581-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Птицефабрика "Северная
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 55581-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1348 п. 55 от 20.11.2013
Производитель / Заявитель

ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Птицефабрика «Северная» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС 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), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по 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), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦентр».

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 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 поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Птицефабрика «Северная» используется ПО «АльфаЦентр» версии 12.01, в состав которого входят программы, 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 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование

программного

обеспечения

Наименование

файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

3

4

5

6

ПО «АльфаЦЕНТР»

ac_metrology.dll

12.01

3e736b7f380863f44cc8e6f

7bd211c54

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-ЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 4459510. ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-ЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

к

р

е

м

о

К

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

По-грешнос ть в рабочих услови-

1

2

3

4

5

6

7

8

ях9 %

РТП 3660 10/0,4 кВ

1

Яч. 1 1 с.ш.

РТП 3660 10/0,4 кВ

ввод 10 кВ от Ф-390-08 ПС 390 110/10 кВ

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 2691; Зав. № 3053

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3006128; Зав. № 3006052; Зав. № 3006127

ПСЧ-4ТМ.05М

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125228

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

2

Яч. 20 2 с.ш.

РТП 3660 10/0,4 кВ

ввод 10 кВ от Ф-390-03 ПС 390 110/10 кВ

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 2993; Зав. № 3008

ЗН0Л.06-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3006171; Зав. № 3006132; Зав. № 3006081

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125242

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РТП 3670 10/0,4 кВ

3

Яч. 1 1 с.ш. РТП 3670 10/0,4 кВ

ввод 10 кВ от Ф-390-16 ПС 390 110/10 кВ

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 2083; Зав. № 2051

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3006184; Зав. № 3006183; Зав. № 3006106

ПСЧ-4ТМ.05М

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125260

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

КРУН-10 кВ

4

Отходящая линия 3667 10 кВ от Ф-390-16

ПС 390 110/10 кВ

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 3268; Зав. № 3267

НОЛ.08-10УТ2 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3001546; Зав. № 3001465

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125120

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

РТП 3670 10/0,4 кВ

5

Яч. 17 2 с.ш. РТП 3670 10/0,4 кВ

ввод 10 кВ от Ф-390-07 ПС 390 110/10 кВ

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 2978; Зав. № 3039

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3006072; Зав. № 3006080; Зав. № 3006125

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125183

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП 3664 10/0,4 кВ

6

Яч. 2 2 с.ш.

ТП 3664 10/0,4 кВ

ввод 10 кВ от оп.

19 ВЛ от Ф-390-07 ПС 390 110/10 кВ

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 2704; Зав. № 3054

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3005957; Зав. № 3005676; Зав. № 3006176

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125276

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

ТП 3686 10/0,4 кВ

7

ПКУ-10 на оп.27 Ввод 1 с.ш. ТП 3686 10/0,4 кВ

ТОЛ СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 34838-13; Зав. № 34824-13; Зав. № 34742-13

ЗНОЛПМ-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3001773; Зав. № 3001762; Зав. № 3001772

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125253

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

8

ПКУ-10 на оп.26 Ввод 2 с.ш. ТП 3686 10/0,4 кВ

ТОЛ СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 34815-13; Зав. № 34797-13; Зав. № 34739-13

ЗНОЛПМ-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3001781; Зав. № 3006413; Зав. № 3001701

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125256

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РТП 3680 10/0,4 кВ

9

Яч. 18 1 с.ш. РТП 3680 10/0,4 кВ

ввод 10 кВ от Ф-390-15 ПС 390 110/10 кВ

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 3069; Зав. № 3024

ЗН0Л.06-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3005971; Зав. № 3005867; Зав. № 3006053

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125263

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

10

Яч. 1 2 с.ш. РТП 3680 10/0,4 кВ

ввод 10 кВ от Ф-390-04 ПС 390 110/10 кВ

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 3023; Зав. № 3038

ЗН0Л.06-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3005826; Зав. № 3005692; Зав. № 3006055

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125239

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

ТП 3684 10/0,4 кВ

11

Яч. 10 1 с.ш. ТП 3684 10/0,4 кВ

фидер Ф-390-04-Молодцово

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 2994; Зав. № 2979

ЗН0Л.06-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Зав. № 3005967; Зав. № 3006051; Зав. № 3005962

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623125283

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

Примечания:

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

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

3.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон

силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 -

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °С.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон

силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 -

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °С до плюс 60 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

-    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С;

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Птицефабрика «Северная» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 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 БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

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 (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    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 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Птицефабрика «Северная» типографским способом.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. _Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ_

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока проходной

ТПЛ-10-М

22192-07

18

Трансформатор тока

ТОЛ СЭЩ-10

32139-11

6

Трансформатор напряжения заземляемый

ЗНОЛ.06-10

46738-11

24

Трансформатор напряжения

НОЛ.08-10УТ2

3345-09

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛПМ-10

46738-11

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

11

Программное обеспечение

«АльфаЦентр»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55581-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Птицефабрика «Северная». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 25 сентября 2013 г.

Перечень основных средств 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»;

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

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

•    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика поверки, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

•    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 с 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 %.

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Птицефабрика «Северная», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

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.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). 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 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

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

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

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

- при осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

55582-13
РКС-11И Установки радиометрические
ОАО "Пятигорский завод "Импульс", г.Пятигорск
55583-13
С1-157/4, С1-157/5, С1-157/6 Осциллографы
ОАО "Минский научно-исследовательский приборостроительный институт" (МНИПИ), Беларусь, г.Минск
55584-13
Т-406Н (индекс Т-406Н) КС тестеры
ОАО "НИИ космического приборостроения", г.Москва