59939-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Красноярскэнергосбыт" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Красноярскэнергосбыт"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 59939-15
Производитель / заявитель: ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
Скачать
59939-15: Описание типа СИ Скачать 106.1 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Красноярскэнергосбыт" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 59939-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Красноярскэнергосбыт"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 2
Производитель / Заявитель

ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

59939-15: Описание типа СИ Скачать 106.1 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

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;

- прием, обработка и передача измерительной информации от АИИС КУЭ смежных субъектов оптового рынка электроэнергии.

АИИС имеет трехуровневую структуру:

- первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

- второй     уровень     -     информационно-вычислительный     комплекс

(ИВК).

ИИК ТИ включают в себя:

- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

- трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

- счётчики электроэнергии.

ИВК является центром сбора и обработки информации (ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнергосбыт", состоящим из комплекса информационно вычислительного «ИКМ-Пирамида» (№Г. р. № 45270-10).

Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной

мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

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. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU). Далее данные со счетчиков по каналообразующей аппаратуре передаются на уровень ИВК.

Каналообразующая аппаратура состоит из модемов GSM модемов с поддержкой передачи данных по GPRS, каналов местных операторов GSM-сети и сети Интернет.

В ИВК осуществляется:

- сбор данных со счетчиков электроэнергии;

- хранение полученных в результате обработки (заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины и умножении их на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) приращений электроэнергии в базе данных;

- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;

передачу результатов измерений сторонним субъектам ОРЭ

АИИС выполняет функцию измерения времени в шкале UTC. Данная функция осуществляется следующим образом.

Для синхронизации по сигналам точного времени от системы глобального позиционирования GPS используется приемник сигналов точного времени УСВ-2. Синхронизация времени сервера ИВК происходит автоматически от УСВ-2. ИВК формирует свою шкалу времени и далее передает ее на уровень ИИК ТИ. При каждом опросе счетчика вычисляется поправка времени часов счетчика. И если поправка превышает величину ± 2 c, ИВК формирует команду на синхронизацию счетчика.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

П еречень измерительных компонентов в составе ИК АИИС приведен в таблице 1.

В АИИС КУЭ 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 измерительных компонентов (СИ) в составе ИК АИИС

№ ИК

Наименование ИК

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии

Тип

№ Г. р.

К-т тр.

Кл. т.

Тип

№ Г. р.

К-т тр.

Кл. т.

Тип

№ Г. р.

Кл. т.

акт.

реакт.

1

ПС №39  "Учум"

110/35/10 кВ С-327

ТФЗМ 110Б-1У

26422-06

200/5

0,5

НАМИ-110

УХЛ1

24218-08

110000/

100

0,2

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,5S

1

2

ПС       "Красный

Хутор", ТП-715 яч.3

ТПЛ-10-М

22192-03

30/5

0,5S

НАМИТ-10-2

16687-07

10000/

100

0,5

Меркурий 230

23345-07

0,5S

1

3

ПС "Никитино", ТП-718, Т-73, фидер 0,4 кВ

ТТИ-А

28139-12

100/5

0,5S

Не используется

Меркурий 230

23345-07

0,5S

1

Программное обеспечение

Программная часть АИИС представлена специализированным   программным

обеспечением из состава ИИС Пирамида (№ Госреестра СИ 21906-11).

Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС приведены в таблице 2.

Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование программного обеспечения

PClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.7

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

2168821248

Идентификационное наименование программного обеспечения

PCurrentValues.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

2869679500

Идентификационное наименование программного обеспечения

PFillProfile.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.1

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

1132808500

Идентификационное наименование программного обеспечения

PFixData.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

2785434575

Идентификационное наименование программного обеспечения

PFixed.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.1.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

336649577

Идентификационное наименование программного обеспечения

PProcess.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

2.0.2.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

1726524298

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование программного обеспечения

PReplace.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

536220022

Идентификационное наименование программного обеспечения

PRoundV alues.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

1454807780

Идентификационное наименование программного обеспечения

PValuesFromFixed.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32)

3476001381

Технические характеристики

Количество измерительных каналов ................................................................................................ 3

Границы допускаемой относительной основной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии, при доверительной вероятности Р=0,951 в

нормальных условиях применения ............................................................. приведены в таблице 3

Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии, при доверительной вероятности Р=0,95 в рабочих условиях применения .................................................................................................... приведены в таблице 4

Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков

электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

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

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных ......................................................

Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ ............................................

Рабочие условия применения компонентов АИИС:

- температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С......

- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С...........

- частота сети, Гц...........................................................................

- напряжение сети питания, В......................................................

- индукция внешнего магнитного поля, мТл..............................

Допускаемые значения информативных параметров:

- ток, % от 1ном................................................................................

1 Рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99

............. автоматическое

............. автоматическое

...................................3,5

............. автоматическое

............. от 0 до плюс 40 от минус 40 до плюс 40 ............... от 49,5 до 50,5 ................. от 198 до 242

..................не более 0,05

..................... от 2 до 120

- напряжение, % от UH0M.................................................................

................. от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

- коэффициент мощности cos ф.....................................................

- коэффициент реактивной мощности, sin ф................................

Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной (3WoA) энергии

I, % от 1ном

Коэффициент мощности

ИК № 1

ИК № 2

ИК № 3

•V., %

•>.., %

•>.., %

2

0,5

-

± 4,9

± 4,7

2

0,8

-

± 2,7

± 2,6

2

0,865

-

± 2,4

± 2,3

2

1

-

± 1,9

± 1,8

5

0,5

± 5,4

± 3,1

± 2,8

5

0,8

± 3,0

± 1,9

± 1,7

5

0,865

± 2,6

± 1,8

± 1,6

5

1

± 1,8

± 1,2

± 1,0

20

0,5

± 2,9

± 2,4

± 2,1

20

0,8

± 1,6

± 1,4

± 1,1

20

0,865

± 1,4

± 1,2

± 1,0

20

1

± 1,1

± 1,0

± 0,8

100, 120

0,5

± 2,2

± 2,4

± 2,1

100, 120

0,8

± 1,2

± 1,4

± 1,1

100, 120

0,865

± 1,1

± 1,2

± 1,0

100, 120

1

± 0,9

± 1,0

± 0,8

Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности активной (3WA) и реактивной (SWP) энергии в рабочих условиях применения

I, % от 1ном

Коэффициент мощности

ИК № 1

ИК № 2

ИК № 3

3WA, %

3wP , %

3WA, %

3wP , %

3WA, %

3wP, %

2

0,5

-

-

± 5,1

± 3,7

± 4,9

± 3,7

2

0,8

-

-

± 3,0

± 4,9

± 2,9

± 4,7

2

0,865

-

-

± 2,8

± 5,6

± 2,7

± 5,5

2

1

-

-

± 2,3

-

± 2,3

-

5

0,5

± 5,6

± 3,9

± 3,4

± 3,4

± 3,1

± 3,3

5

0,8

± 3,3

± 5,2

± 2,3

± 3,9

± 2,2

± 3,8

5

0,865

± 3,0

± 6,1

± 2,2

± 4,3

± 2,1

± 4,1

5

1

± 2,0

-

± 1,4

-

± 1,3

-

20

0,5

± 3,2

± 3,1

± 2,8

± 3,1

± 2,5

± 3,0

20

0,8

± 2,1

± 3,6

± 1,9

± 3,4

± 1,8

± 3,2

20

0,865

± 2,0

± 3,9

± 1,8

± 3,6

± 1,7

± 3,4

20

1

± 1,3

-

± 1,3

-

± 1,1

-

100, 120

0,5

± 2,6

± 3,0

± 2,8

± 3,1

± 2,5

± 3,0

100, 120

0,8

± 1,8

± 3,2

± 1,9

± 3,4

± 1,8

± 3,2

100, 120

0,865

± 1,7

± 3,4

± 1,8

± 3,6

± 1,7

± 3,4

100, 120

1

± 1,2

-

± 1,3

-

± 1,1

-

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра РЭМ.17.4.23.06.ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт».

Комплектность

Комплектность АИИС представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС

Трансформаторы тока

ТФЗМ 110Б-1У

3 шт.

ТПЛ-10-М

2 шт.

ТТИ-А

3 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

3 шт.

НАМИТ-10-2

1 шт.

Счетчики электрической энергии:

Меркурий 230

2 шт.

СЭТ-4ТМ.03М

1 шт.

Технические средства ИВК

ИКМ «Пирамида»

1 шт.

Документация

РЭМ.17.4.23.06.ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт»

039-30007-2014 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт». Методика поверки»

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 039-30007-2014 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт». Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в ноябре 2014 г.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Госреестр №     16373-08),     мультиметр     АРРА-109     (Госреестр № 20085-11),

вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Госреестр № 22029-05), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05), часы «Электроника 65» (Госреестр № 12899-91).

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 трехфазные статические Меркурий 230 - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;

- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии ИГЛШ.411152.145РЭ1   «Счетчики электрической энергии

многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

- устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии ВЛСТ 273.00.001И1 «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», Утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г.;

- комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с ВЛСТ.230.00.000 И1 «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки» утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт». Свидетельство об аттестации методики измерений № 226-01.00249-2010 от «21» ноября 2014 г.

Нормативные документы

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт»

1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Смотрите также

59938-15
УДВН-1эм Влагомеры эталонные товарной нефти мобильные
ООО "НТП "Годсэнд-Сервис", г.Фрязино
Влагомеры эталонные товарной нефти мобильные УДВН-1эм (далее - влагомеры), предназначены для измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов, а так же для проведения калибровки и поверки поточных влагомеров нефти и нефтепродуктов.
Влагомеры эталонные (компараторы) товарной нефти поточные УДВН-1эп (далее -влагомеры), предназначены для измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов, а так же для проведения калибровки и поверки поточных влагомеров нефти и нефтепродукт...
Установка поверочная автоматизированная УПВА, предназначена для воспроизведения и передачи единицы объемного расхода и объема жидкости при поверке, калибровке каналов измерения объемного расхода и объема жидкости системы погружной телеметрии «Электон...
59935-15
Ultra DI 50 Счетчик частиц в жидкости
Фирма "Particle Measuring Systems", США
Счетчик частиц в жидкости Ultra DI 50 (далее - счетчик) предназначен для измерений счетной концентрации взвешенных в деионизованной воде частиц.
Default ALL-Pribors Device Photo
59934-15
РВС-20000 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
УП "Молодечненский завод металлоконструкций", Беларусь, г.Молодечно
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-20000 предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.