Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Электромашина"
| Номер в ГРСИ РФ: | 61276-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергетическая компания "СТИ", г.С.-Петербург |
| 61276-15: Описание типа СИ | Скачать | 101.2 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 61276-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Электромашина" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергетическая компания "СТИ", г.С.-Петербург
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 61276-15: Описание типа СИ | Скачать | 101.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии. Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ приведен в таблице 1. В качестве связующих компонентов для соединения уровней ИИК ТИ и ИВК используется GSM/GPRS-модем ATM2-485 производства компании iRZ.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на
временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования внутренних импульсов, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC (SU).
В качестве ИВК АИИС КУЭ используется комплекс программно-технический (ПТК) «Е-ресурс» ES.02 (Г.р. № 53447-13), укомплектованный сервером баз данных (СБД), каналом обмена информацией по интерфейсу ISO/IEC 8802-3 (Ethernet) и приемником сигналов GPS. На ПТК развернуты сервер сбора данных с ИИК (ССД) и сервер баз данных (СБД).
ССД осуществляет: сбор хранящихся в долговременной памяти счетчиков результатов измерений, выраженных в числе внутренних импульсов, преобразование результатов измерений в именованные величины, передачу результатов измерений в СБД. ССД, совместно с приемником сигналов GPS обеспечивает измерение времени в шкале UTC(SU) и периодическую, не реже одного раза в сутки, синхронизацию часов счетчиков.
СБД обеспечивает перемножение результатов измерений на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «Челябинское РДУ», энергосбытовую компанию по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.
ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ (СОЕВ) работает следующим образом. ССД получает шкалу времени UTC (SU) от тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», входящих в комплекс технических средств передачи эталонных сигналов частоты и времени ГСВЧ РФ. При каждом опросе счетчиков СОЕВ определяет поправку часов счетчиков. И, если поправка превышает значение ±2 с, СОЕВ обеспечивает синхронизацию часов счетчиков.
Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
Счетчики электрической энергии |
Тип, № Г. р. | |||||
|
Тип, № Г. р. |
Кл. т. |
Кр |
Тип, № Г. р. |
Кл. т. |
Кр |
Тип, № Г. р. |
Кл. т. акт./реакт. | |||
|
1 |
ПС ЗЭМ 110/10 Ввод №1 |
ТФЗМ-110Б-1У1, Г. р. № 2793-71 |
0,5 |
300/5 |
НКФ-110-57, Г. р. № 1188-58 |
0,5 |
110000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05М, Г. р. № 36355-07 |
0,5S/1 |
Комплекс программно-технический Л «Е-ресурс» ES.02, Г. р. № 53447-13 Я |
|
ТФЗМ-110Б-1У1, Г. р. № 2793-71 |
0,5 |
300/5 |
НКФ-110-57, Г. р. № 1188-58 |
0,5 |
110000:^3/100:^3 | |||||
|
ТФЗМ-110Б-1У1, Г. р. № 2793-71 |
0,5 |
300/5 |
НКФ-110-57, Г. р. № 1188-58 |
0,5 |
110000:^3/100:^3 | |||||
|
2 |
ПС ЗЭМ 110/10 Ввод №2 |
ТФЗМ-110Б-1У1, Г. р. № 2793-71 |
0,5 |
300/5 |
НКФ-110-57, Г. р. № 1188-58 |
0,5 |
110000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05М, Г. р. № 36355-07 |
0,5S/1 | |
|
ТФЗМ-110Б-1У1, Г. р. № 2793-71 |
0,5 |
300/5 |
НКФ-110-57, Г. р. № 1188-58 |
0,5 |
110000:^3/100:^3 | |||||
|
ТФЗМ-110Б-1У1, Г. р. № 2793-71 |
0,5 |
300/5 |
НКФ-110-57, Г. р. № 1188-58 |
0,5 |
110000:^3/100:^3 | |||||
|
3 |
РП-5 РУ-10 кВ яч №3 |
ТПЛ-10, Г. р. № 1276-59 |
0,5 |
75/5 |
НТМК-10, Г. р. № 355-49 |
0,5 |
10000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05М, Г. р. № 36355-07 |
0,5S/1 | |
|
ТПЛ-10, Г. р. № 1276-59 |
0,5 |
75/5 | ||||||||
|
4 |
КТП-15 РУ-0,4 кВ ф. №1 |
ТОП, мод. ТОП--0,66 Г. р. № 47959-11 |
0,5 |
200/5 |
Не используется |
ПСЧ-4ТМ.05М, мод. ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г. р. № 36355-07 |
0,5S/1 | |||
|
ТОП, мод. ТОП--0,66 Г. р. № 47959-11 |
0,5 |
200/5 | ||||||||
|
ТОП, мод. ТОП--0,66 Г. р. № 47959-11 |
0,5 |
200/5 | ||||||||
Продолжение таблицы 1
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
Счетчики электрической энергии |
Тип, № Г. р. ПТК | |||||
|
Тип, № Г. р. |
Кл. т. |
Ктр |
Тип, № Г. р. |
Кл. т. |
Ктр |
Тип, № Г. р. |
Кл. т. акт./реакт. | |||
|
5 |
ЦРП-10 кВ РУ-10 кВ яч. №17 Ввод 1 |
ТПЛ-10, Г. р. № 1276-59 |
0,5 |
75/5 |
НТМИ-10-66, Г. р. № 831-69 |
0,5 |
10000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05М, Г. р. № 36355-07 |
0,5S/1 | |
|
ТПЛ-10, Г. р. № 1276-59 |
0,5 |
75/5 | ||||||||
|
6 |
ЦРП-10 кВ РУ-10 кВ яч. №26 Ввод 2 |
ТПЛ-10, Г. р. № 1276-59 |
0,5 |
75/5 |
НТМИ-10-66, Г. р. № 831-69 |
0,5 |
10000:^3/100:^3 |
ПСЧ-4ТМ.05М, Г. р. № 36355-07 |
0,5S/1 |
Комплекс программно-технический «Е-ресурс» ES.02, Г. р. № 53447-13 |
|
ТПЛ-10, Г. р. № 1276-59 |
0,5 |
75/5 | ||||||||
|
7 |
КТП-38 яч.7 Ввод №1 |
ТТИ, мод. ТТИ-А Г. р. № 28139-12 |
0,5 |
150/5 |
Не используется |
ПСЧ-4ТМ.05М, мод. ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г. р. № 36355-07 |
0,5S/1 | |||
|
ТТИ, мод. ТТИ-А Г. р. № 28139-12 |
0,5 |
150/5 | ||||||||
|
ТТИ, мод. ТТИ-А Г. р. № 28139-12 |
0,5 |
150/5 | ||||||||
|
8 |
КТП-38 яч.4 Ввод №2 |
Т-0,66 Г. р. № 52667-13 |
0,5S |
50/5 |
Не используется |
ПСЧ-4ТМ.05МК, мод. ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Г. р. № 46634-11 |
0,5S/1 | |||
|
Т-0,66 Г. р. № 52667-13 |
0,5S |
50/5 | ||||||||
|
Т-0,66 Г. р. № 52667-13 |
0,5S |
50/5 | ||||||||
|
9 |
КТП-40 ф.9 |
ТТИ, мод. ТТИ-40, Г. р. № 28139-12 |
0,5 |
400/5 |
Не используется |
ПСЧ-4ТМ.05М, мод. ПСЧ-4ТМ.05М.11 Г. р. № 36355-07 |
0,5S/1 | |||
|
ТТИ, мод. ТТИ-40, Г. р. № 28139-12 |
0,5 |
400/5 | ||||||||
|
ТТИ, мод. ТТИ-40, Г. р. № 28139-12 |
0,5 |
400/5 | ||||||||
Программное обеспечение
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименова-ние прог-раммного обеспече-ния |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
|
E-ресурс |
ПО «E-ресурс» ES.02 |
1.0 и выше |
Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре комплекса |
MD5 (RFC 1321) |
|
Контролирующая утилита |
echeck |
не присвоен |
52e65bf4a60108fdd59bac8941e1c0fd |
MD5 (RFC 1321) |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - средний.
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК).................................................................................. 9
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной и реактивной электрической энергии (6WoA) при доверительной вероятности Р=0,95приведены в таблице 3
Границы допускаемой относительной погрешности ИК в рабочих
условиях применения при измерении активной (5WA) и реактивной
(6WP) электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95приведены в таблице 4
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) 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.......................автоматическое
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных ................................................................................... автоматическое
Глубина хранения результатов измерений в базе данных, лет.............................. не менее 3,5
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ .................................................... автоматическое
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: температура окружающего воздуха для: измерительных трансформаторов, °С............................................................от минус 45 до 40;
для счетчиков, связующих компонентов, °С..............................................................от 0 до 40;
для оборудования ИВК, °С.......................................................................................от 10 до 35;
частота сети, Гц..................................................................................................... от 49,5 до 50,5;
напряжение сети питания (относительного номинального значения UnciM) % ....................................................................................................
от 90 до 110; не более 0,5.
.................. от 5 до 120;
.................. от 2 до 120;
................ от 90 до 110;
0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
индукция внешнего магнитного поля, мТл ..........................................
Допускаемые значения информативных параметров: ток, % от 1ном для ИК № 1 - 7, 9...........................................................
ток, % от 1ном для ИК № 8.....................................................................
напряжение, % от ином..........................................................................
коэффициент мощности, cos ф..............................................................
коэффициент реактивной мощности, sin ф...........................................
Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной и реактивной энергии_____________________________________________________________________
|
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК № 1, 2, 3, 5, 6 |
ИК № 4, 7, 9 |
ИК № 8 | |||
|
5wоA, % |
5wоP, % |
5wоA, % |
5wоP, % |
5wоA, % |
^оР, % | ||
|
2 |
0,5 |
- |
- |
- |
- |
± 4,7 |
± 2,6 |
|
2 |
0,8 |
- |
- |
- |
- |
± 2,6 |
± 4,0 |
|
2 |
0,865 |
- |
- |
- |
- |
± 2,3 |
± 4,9 |
|
2 |
1 |
- |
- |
- |
- |
± 1,8 |
- |
|
5 |
0,5 |
± 5,5 |
± 3,0 |
± 5,4 |
± 2,9 |
± 2,8 |
± 2,0 |
|
5 |
0,8 |
± 3,0 |
± 4,6 |
± 2,9 |
± 4,5 |
± 1,7 |
± 2,7 |
|
5 |
0,865 |
± 2,7 |
± 5,6 |
± 2,6 |
± 5,5 |
± 1,6 |
± 3,1 |
|
5 |
1 |
± 1,8 |
- |
± 1,7 |
- |
± 1,0 |
- |
|
20 |
0,5 |
± 3,1 |
± 1,8 |
± 2,8 |
± 1,6 |
± 2,1 |
± 1,3 |
|
20 |
0,8 |
± 1,7 |
± 2,6 |
± 1,5 |
± 2,4 |
± 1,1 |
± 1,8 |
|
20 |
0,865 |
± 1,5 |
± 3,1 |
± 1,3 |
± 2,8 |
± 1,0 |
± 2,1 |
|
20 |
1 |
± 1,2 |
- |
± 1,0 |
- |
± 0,8 |
- |
|
100, 120 |
0,5 |
± 2,4 |
± 1,5 |
± 2,1 |
± 1,3 |
± 2,1 |
± 1,3 |
|
100, 120 |
0,8 |
± 1,4 |
± 2,1 |
± 1,1 |
± 1,8 |
± 1,1 |
± 1,8 |
|
100, 120 |
0,865 |
± 1,2 |
± 2,4 |
± 1,0 |
± 2,1 |
± 1,0 |
± 2,1 |
|
100, 120 |
1 |
± 1,0 |
- |
± 0,8 |
- |
± 0,8 |
- |
Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной энергии в рабочих условиях применения________________________________________
|
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК № 1, 2, 3, 5, 6 |
ИК № 4, 7, 9 |
ИК № 8 | |||
|
5wa, % |
5wp, % |
5wa, % |
5wa, % |
5wa, % |
5wa, % | ||
|
2 |
0,5 |
- |
- |
- |
- |
± 4,9 |
± 3,7 |
|
2 |
0,8 |
- |
- |
- |
- |
± 3,0 |
± 4,7 |
|
2 |
0,865 |
- |
- |
- |
- |
± 2,8 |
± 5,5 |
|
2 |
1 |
- |
- |
- |
- |
± 2,3 |
- |
|
5 |
0,5 |
± 5,7 |
± 4,0 |
± 5,6 |
± 3,9 |
± 3,2 |
± 3,3 |
|
5 |
0,8 |
± 3,4 |
± 5,3 |
± 3,3 |
± 5,2 |
± 2,3 |
± 3,8 |
|
5 |
0,865 |
± 3,1 |
± 6,2 |
± 3,0 |
± 6,1 |
± 2,2 |
± 4,1 |
|
5 |
1 |
± 2,1 |
- |
± 2,0 |
- |
± 1,4 |
- |
|
20 |
0,5 |
± 3,4 |
± 3,2 |
± 3,2 |
± 3,1 |
± 2,5 |
± 3,0 |
|
20 |
0,8 |
± 2,2 |
± 3,7 |
± 2,1 |
± 3,6 |
± 1,8 |
± 3,2 |
|
20 |
0,865 |
± 2,1 |
± 4,1 |
± 2,0 |
± 3,9 |
± 1,8 |
± 3,4 |
|
20 |
1 |
± 1,5 |
- |
± 1,4 |
- |
± 1,3 |
- |
Продолжение таблицы 4
|
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК № 1, 2, 3, 5, 6 |
ИК № 4, 7, 9 |
ИК № 8 | |||
|
6wa, % |
6wp, % |
6wa, % |
6wa, % |
6wa, % |
6wa, % | ||
|
100, 120 |
0,5 |
± 2,8 |
± 3,1 |
± 2,5 |
± 3,0 |
± 2,5 |
± 3,0 |
|
100, 120 |
0,8 |
± 2,0 |
± 3,4 |
± 1,8 |
± 3,2 |
± 1,8 |
± 3,2 |
|
100, 120 |
0,865 |
± 1,9 |
± 3,6 |
± 1,8 |
± 3,4 |
± 1,8 |
± 3,4 |
|
100, 120 |
1 |
± 1,4 |
- |
± 1,3 |
- |
± 1,3 |
- |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС.0315/010215-ТРП-АЭ.ФО.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип, обозначение |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
4 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОП-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ |
6 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМК-10 |
1 |
|
Комплекс программно-технический |
Е-ресурс ES.02 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
8 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Формуляр |
АИИС.0315/010215- ТРП-АЭ.ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Методика поверки |
МП-044-30007-2015 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-044-30007-2015 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в мае 2015 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Госреестр № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Госреестр № 20085-11), клещи токовые АТК-2001 (Госреестр № 43841-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05), переносной компьютер с доступом в интернет.
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
- измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ и согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в ноябре 2007 г.
- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1 и утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в марте 2011 г.
- комплекс программно-технический Е-ресурс ES.02 в соответствии с документом 009-30007-2013 «Комплексы программно-технические «Е-ресурс» ES.02. Методика поверки», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» в январе 2013 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина» и измерительных комплексов «малых точек» измерения. Свидетельство об аттестации методики измерений №239-01.00249-2015 от «13» мая 2015 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
