Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Черниговец

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55670-13
Производитель / заявитель: ЗАО "Сибэнергоконтроль", г.Кемерово
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Черниговец поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55670-13: Описание типа СИ Скачать 106.8 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55670-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Черниговец
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке 014-30007-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Примечание 26.05.2014 Внесены изменения в описание типа
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 671 п. 01 от 26.05.2014Приказ 1389 п. 13 от 28.11.2013
Производитель / Заявитель

ООО "Сибэнергоконтроль", г.Кемерово

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).

Описание

АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС выполняет следующие функции:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический и 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;

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

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов 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;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС;

-    измерение времени.

АИИС имеет трехуровневую структуру:

-    1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК

ТИ);

-    2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановки

(ИВКЭ);

-    3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включает в себя:

-    трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

-    трансформаторы напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

-    счётчик электроэнергии.

ИВКЭ включает в себя:

-    устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроенным приемником меток времени GPS;

ИВК включает в себя:

-    сервер баз данных (БД) на базе промышленного компьютера, с установленным программным комплексом «Энергосфера»;

-    автоматизированные рабочие места (АРМ).

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения, в которых они используются.

Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, среднеквадратических значений тока и напряжения.

Вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений мощности.

Вычисление реактивной мощности осуществляется по среднеквадратическим значениям тока и напряжения, и активной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности двух направлений преобразуются счетчиком в последовательности импульсов, частота следования импульсов в которых пропорциональна электрической мощности соответствующего вида и направления. Импульсы накапливаются в регистрах счетчика на интервале 30 минут, по окончании которого число импульсов сохраняется в энергонезависимой памяти с привязкой к времени в шкале UTC(SU).

Результаты измерений, хранящиеся в памяти счетчиков, по запросу, формируемому автоматически, передаются в УСПД «ЭКОМ-3000». УСПД также обеспечивают синхронизацию часов счетчиков со шкалой времени UTC(SU), ведут журналы событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД, внештатные ситуации, а также обеспечивает информационное взаимодействие с сервером БД.

Сервер БД осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение в базе данных SQL и автоматическую передачу результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго - РЭС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ и другим заинтересованным лицам. На АРМ обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных.

Связь между ИИК ТИ и ИВКЭ осуществляется по витой паре проводов с использованием стандарта физического уровня для асинхронного интерфейса - RS-485.

Связь между ИВКЭ и ИВК осуществляется по каналу передачи данных сотового оператора, образованному GSM/GPRS-модемами.

Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС системами осуществляется по основному и резервному каналам связи. В качестве основного канала связи используется глобальная сеть передачи данных Интернет, в качестве резервного канала связи используется технология GPRS сети мобильной радиосвязи посредством GSM/GPRS-модемов.

АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC(SU). Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени UTC(SU) осуществляется с помощью GPS приемника, входящего в состав УСПД. Проверка поправки часов счетчиков производится каждый раз при их опросе. В случае если поправка часов счетчика по модулю превышает величину 1 с, то происходит синхронизация шкалы времени счетчика, но не реже чем 1 раз в сутки.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень ИК и измерительных компонентов, входящих в их состав приведен в таблице 1.

В АИИС допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.

Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в их составе

ИК

Наименование

ИК

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ

Тип, модификация

1

ПС № 25 "Ново-Колбинская" 110/35/6 кВ ЗРУ-6 кВ,

1 с.ш., Яч. 1

ТТ

КТ 0,5; Г. р. № 1261-02; Ктт=600/5

А

ТПОЛ 10

В

ТПОЛ 10

С

ТПОЛ 10

ТН

КТ 0,5; Г. р. № 380-49; Ктн=6000/100

НТМИ-6

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г. р. № 2752404, Ксч=1

СЭТ-4ТМ.03.01

УСПД

Г. р. № 17049-09, Куспд=1

ЭК0М-3000

36

ПС №26 «Шу-рапская» 35/6 кВ РУ- 6 кВ, Ввод 1, яч. 1-3

ТТ

КТ 0,5S; Г. р. № 3754408; Ктт=2000/5

А

ТШЛ-СЭЩ-10

В

ТШЛ-СЭЩ-10

С

ТШЛ-СЭЩ-10

ТН

КТ 0,5; Г. р. № 35956-10; Ктн=6000^3/ 100V3

А

ЗНОЛ-СЭЩ-6

В

ЗНОЛ-СЭЩ-6

С

ЗНОЛ-СЭЩ-6

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г. р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

Г-4ТМ.03М.01

УСПД

Г. р. № 17049-09, Куспд=1

ЭК0М-3000

37

ПС №26 «Шу-рапская» 35/6 кВ РУ- 6 кВ, Ввод 2, яч. 2-6

ТТ

КТ 0,5S; Г. р. № 3754408; Ктт=2000/5

А

ТШЛ-СЭЩ-10

В

ТШЛ-СЭЩ-10

С

ТШЛ-СЭЩ-10

ТН

КТ 0,5; Г. р. № 35956-10; Ктн=6000^3/ 100V3

А

ЗНОЛ-СЭЩ-6

В

ЗНОЛ-СЭЩ-6

С

ЗНОЛ-СЭЩ-6

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г. р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

Г-4ТМ.03М.01

УСПД

Г. р. № 17049-09, Куспд=1

ЭК0М-3000

38

ПС №26 «Шу-рапская» 35/6 кВ ТСН-1, 35/0,4 кВ

ТТ

КТ 0,5; Г. р. № 15173-06; Ктт=200/5

А

ТШП-0,66

В

ТШП-0,66

С

ТШП-0,66

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г. р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

Г-4ТМ.03М.09

УСПД

Г. р. № 17049-09, Куспд=1

ЭК0М-3000

39

ПС №26 «Шу-рапская» 35/6 кВ ТСН-2, 35/0,4 кВ

ТТ

КТ 0,5; Г. р. № 15173-06; Ктт=200/5

А

ТШП-0,66

В

ТШП-0,66

С

ТШП-0,66

Счетчик

КТ 0,5S/1, Г. р. № 3669708, Ксч=1

СЭТ

Г-4ТМ.03М.09

УСПД

Г. р. № 17049-09, Куспд=1

ЭК0М-3000

Программное обеспечение

В ИВК АИИС используется программное обеспечение «Энергосфера». Метрологически значимая часть программного комплекса «Энергосфера» и ее идентификационные признаки приведены в таблице 2.

Серверная часть программного комплекса «Энергосфера» включает в себя базу данных «ЭКОМ», функционирующую под управлением системы управления базами данных MS SQL Server и обеспечивающую хранение результатов измерений, конфигурации АИИС и расчетных алгоритмов.

В качестве средства сбора данных используется программное обеспечение «Сервер опроса», обеспечивающее сбор результатов измерений и служебной информации, хранящейся в УСПД.

Клиентское программное обеспечение представлено программами «АРМ Энергосфера», обеспечивающей визуальное представление результатов измерений, и «Центр импорта/экспорта», обеспечивающей автоматический прием и рассылку результатов измерений.

Служебные программы представлены программами «Редактор расчетных схем», обеспечивающей создание структуры объекта учета и редактирование ее параметров; «Консоль администратора», обеспечивающей выполнение задач администрирования базы данных «ЭКОМ».

Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

Программа «Сервер опроса»

pso.exe

6.4.57.1683

C9817745

CRC32

Программа «АРМ Энергосфера»

controlage.exe

6.4.116.1437

44D68255

CRC32

Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения по МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».

Технические характеристики

Количество измерительных каналов...........................................................................................5

Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95 в рабочих условиях применения.......................................................................................приведены в таблице 3

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной

электрической энергии.............................................................................приведены в таблице 4

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени

UTC не более, с...........................................................................................................................± 5

Период измерений приращений активной и реактивной

электрической энергии, минут...................................................................................................30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут.....................................................................................................................................30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам ......................................................................................................................автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений с

указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных ............................................автоматическое

Г лубина хранения результатов измерений в базе данных

не менее, лет................................................................................................................................3,5

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ.....................................................автоматическое

Рабочие условия применения компонентов АИИС:

температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С................................от 0 до плюс 40

температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С.......................от минус 40 до плюс 40

частота сети, Гц......................................................................................................от 49,5 до 50,5

напряжение сети питания, В....................................................................................от 198 до 242

индукция внешнего магнитного поля, мТл............................................................не более 0,05

Допускаемые значения информативных параметров:

ток (/), % от 1ном для ИК № 1, 38, 39 ..........................................................................от 5 до 120

ток (/), % от 1ном для ИК № 36, 37 ...............................................................................от 2 до 120

напряжение, % от U^...............................................................................................от 90 до 110

коэффициент мощности cos р.................................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС при измерении активной (SW ) и реактивной (SW ) энергии в рабочих условиях применения

1 % от /ном

cos ф

ИК № 1

ИК № 36, 37

ИК № 38, 39

SwA, %

SwP, %

SwA, %

SwP, %

SwA, %

SwP, %

2

0,5

-

-

± 5,1

± 3,7

-

-

2

0,8

-

-

± 3,1

± 4,9

-

-

2

0,865

-

-

± 2,8

± 5,6

-

-

2

1

-

-

± 2,4

-

-

-

5

0,5

± 5,6

± 3,0

± 3,4

± 3,4

± 5,6

± 3,9

5

0,8

± 3,1

± 4,6

± 2,4

± 3,9

± 3,3

± 5,2

5

0,865

± 2,8

± 5,7

± 2,3

± 4,3

± 3,0

± 6,1

5

1

± 2,0

-

± 1,5

-

± 2,0

-

20

0,5

± 3,2

± 2,1

± 2,8

± 3,1

± 3,2

± 3,1

20

0,8

± 2,1

± 2,9

± 2,0

± 3,4

± 2,1

± 3,6

20

0,865

± 1,9

± 3,3

± 1,9

± 3,6

± 2,0

± 3,9

20

1

± 1,4

-

± 1,4

-

± 1,4

-

100, 120

0,5

± 2,6

± 2,0

± 2,8

± 3,1

± 2,5

± 3,0

100, 120

0,8

± 1,8

± 2,4

± 2,0

± 3,4

± 1,8

± 3,2

100, 120

0,865

± 1,7

± 2,7

± 1,9

± 3,6

± 1,8

± 3,4

100, 120

1

± 1,2

-

± 1,4

-

± 1,3

-

Примечание - границы погрешностей рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99

Таблица 4 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС при измерении активной (SWoA) энергии_

/, % от /ном

cos ф

ИК № 1

ИК № 36, 37

ИК № 38, 39

SwA, %

SwA, %

SwA, %

2

0,5

-

± 4,9

-

2

0,8

-

± 2,7

-

2

1

-

± 1,9

-

5

0,5

± 5,4

± 3,1

± 5,4

5

0,8

± 2,9

± 1,9

± 2,9

5

1

± 1,8

± 1,2

± 1,7

20

0,5

± 3,0

± 2,4

± 2,8

1 % от /ном

cos ф

ИК № 1

ИК № 36, 37

ИК № 38, 39

SwqA, %

SwoA, %

SwoA, %

20

0,8

± 1,7

± 1,4

± 1,5

20

1

± 1,2

± 0,99

± 0,99

100, 120

0,5

± 2,3

± 2,4

± 2,1

100, 120

0,8

± 1,4

± 1,4

± 1,1

100, 120

1

± 0,99

± 0,99

± 0,78

Примечание - границы погрешностей рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа 08.2013.001-АУФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС

Наименование

Тип, обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТШЛ-СЭЩ-10

6 шт.

ТПОЛ 10

3 шт.

ТШП-0,66

6 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-6

6 шт.

НТМИ-6

1 шт.

Счетчики

СЭТ-4ТМ.03М

4 шт.

СЭТ-4ТМ.03

1 шт.

УСПД

ЭКОМ-3000

2 шт.

Программный комплекс

Энергосфера

1 шт.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Формуляр

08.2013.001-АУ ФО

1 шт.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Методика поверки

014-30007-2013

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу 014-30007-2013 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в октябре 2013 г.

Основное поверочное оборудование: мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», тайм-серверы NTP, входящие в состав эталонов времени и частоты ВНИИФТРИ.

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:

-    измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

-    измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.

Лист № 7 Всего листов 7

-    счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.

-    УСПД «ЭКОМ-3000» - в соответствии с ПБКМ.421459.003 МП «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в мае 2009 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Черниговец» и системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Свидетельство об аттестации методики измерений №179-01.002492013 от 06.10.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец»

1.    ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

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

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

4.    08.2013.001-АУ.ТРП Автоматизированная информационно - измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Технорабочий проект.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также