Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "ДВЭК" для электроснабжения ООО "Ратимир", ОАО "Варяг"
Номер в ГРСИ РФ: | 56472-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Энергопромсервис", г.Иваново |
56472-14: Описание типа СИ | Скачать | 97 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «ДВЭК» для электроснабжения ООО «Ратимир», ОАО «Варяг» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ООО «ДВЭК» для электроснабжения ООО «Ратимир», ОАО «Варяг», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 56472-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "ДВЭК" для электроснабжения ООО "Ратимир", ОАО "Варяг" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 106 п. 44 от 12.02.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергопромсервис", г.Иваново
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | ЭПС 374-13.00.МП |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
56472-14: Описание типа СИ | Скачать | 97 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «ДВЭК» для электроснабжения ООО «Ратимир», ОАО «Варяг» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ООО «ДВЭК» для электроснабжения ООО «Ратимир», ОАО «Варяг», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных 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), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения («Пирамида 2000», производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии», (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации
Лист № 2
Всего листов 9 системного времени УСВ-2 (№ 41681-10 в Государственном реестре средств измерений), автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).
Между уровнями ИИК и ИВК с помощью контроллеров SDM ТС65 организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК.
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
Первичные фазные 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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Лист № 3
Всего листов 9
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы контроллера SDM ТС65. По запросу или в автоматическом режиме контроллер SDM ТС65 направляет информацию в ИВК ООО «ДВЭК».
На верхнем - втором уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с показаниями часов сервера более чем на ±2 c.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Уровень защиты ПО - С, согласно МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1. Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3.0 |
e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3.0 |
b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3.0 |
d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3.0 |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3.0 |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3.0 |
48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3.0 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3.0 |
ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f |
MD5 |
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
3.0 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3.0 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
MD5 |
Технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
приведены в таблице 2.
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав 1-го уровня ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
8 |
9 |
1 |
РУ-6 кВ ООО «Рати-мир», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 4 |
ТОЛ-НТЗ-10; 600/5; к.т. 0,5; № в Госреестре 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6; 6000/100, к.т. 0,5; № в Госреестре 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 36697-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,0 |
±5,4 ±4,7 |
2 |
РУ-6 кВ ООО «Рати-мир», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 13 |
ТОЛ-НТЗ-10; 600/5; к.т. 0,5; № в Госреестре 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6; 6000/100, к.т. 0,5; № в Госреестре 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 36697-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,0 |
±5,4 ±4,7 |
3 |
ЦРП-1 6 кВ ОАО «Варяг», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2 |
ТПЛ-10; 300/5; к.т. 0,5; № в Госреестре 1276-59 |
НТМИ-6; 6000/100, к.т. 0,5; № в Госреестре 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 36697-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,0 |
±5,4 ±4,7 |
4 |
ЦРП-1 6 кВ ОАО «Варяг», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 5 |
ТПЛ-10-М; 300/5; к.т. 0,5; № в Госреестре 22192-07 |
НТМИ-6; 6000/100, к.т. 0,5; № в Госреестре 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 36697-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,0 |
±5,4 ±4,7 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,8 инд.;
- температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4Гц;
- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,05 - 1,2) Ihom, 0,5 инд < cos9 < 0,8 емк;
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус
40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха до 90 %;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
- индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
6. Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов среднее время восстановления работоспособности 2 час.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия |
Кол-во шт. |
Примечание |
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М |
4 | |
Трансформатор тока ТОЛ-НТЗ-10 |
6 | |
Трансформатор тока ТПЛ-10 |
2 | |
Трансформатор тока ТПЛ-10-М |
2 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-НТЗ-6 |
6 | |
Трансформатор напряжения НТМИ-6 |
2 | |
Устройство синхронизации времени УСВ-2 |
1 | |
Контроллер SDM ТС65 |
2 | |
GSM-модем IRZ MC52iT |
1 | |
Сервер БД DL320eG8 |
1 | |
Комплекс информационно-вычислительный ПО «Пирамида 2000» |
1 | |
Методика поверки ЭПС 374-13.00.МП |
1 | |
Инструкция по эксплуатации ЭПС 374-13.00.ИЭ |
1 | |
Паспорт ЭПС 374-13.00.ПС |
1 |
Поверка
Осуществляется по документу ЭПС 374-13.00.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «ДВЭК» для электроснабжения ООО «Ратимир», ОАО «Варяг» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 20.11.2013 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Тран форматоры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
- для устройства синхронизации времени УСВ-2- в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001 И1;
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки тран форматоров напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка тран форматоров тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
Лист № 8
Всего листов 9
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Сведения о методах измерений
Метод измерений описан в методике измерений ЭПС 374-13.00.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы
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 52322-2005 (МЭК 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
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 осуществлении торговли и товарообменных операций.