Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС "Нижнеудинская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 61403-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО управляющая компания "РусЭнергоМир", г.Новосибирск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 61403-15 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС "Нижнеудинская" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 6056da2b-3d37-5192-6d89-0a7875bfd007 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО управляющая компания "РусЭнергоМир", г.Новосибирск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Актуальность информации | 08.02.2026 |
Поверители
Скачать
|
61403-15: Описание типа
2015-61403-15.pdf
|
Скачать | 98.6 КБ | |
|
61403-15: Методика поверки
2022-mp61403-15.pdf
|
Скачать | 543.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический и 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;
- 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;
- передача результатов измерений 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 (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает три уровня:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
- 3-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
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 импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВКЭ АИИС обеспечивает сбор результатов измерений, хранящихся в памяти счетчиков электрической энергии, хранение результатов измерений, передачу результатов измерений на уровень ИВК, синхронизацию шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени UTC. ИВКЭ включает в себя контроллер сетевой индустриальный типа СИКОН С70 (Г.р. № 28822-05), выполняющий функции устройства сбора и передачи данных (УСПД), и устройство синхронизации времени типа УСВ-3 (Г.р. № 51644-12).
ИВК АИИС осуществляет сбор результатов измерений, хранящихся в базе данных УСПД, хранение результатов измерений, математическую обработку результатов измерений, ведение журналов событий, передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ПАК ОАО «АТС» и смежным субъектам по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, результаты измерений защищены электронной цифровой подписью. ИВК состоит из связующих компонентов и серверного оборудования. В ИВК используется программное обеспечение системы автоматизированной информационно-измерительной «Энергосфера» (Г.р. № 54813-13).
Уровни ИИК ТИ и ИВКЭ соединены между собой посредством шины интерфейса RS-485.
Уровни ИВКЭ и ИВК соединены между собой основным и резервным каналами связи. В качестве основного канала связи использована транспортная сеть ОАО «Связьтранснефть», в качестве резервного канала использованы средства спутниковой связи.
Система обеспечения единого времени работает следующим образом. Устройство синхронизации времени в составе ИВКЭ обеспечивает прием и обработки сигналов глобальной спутниковой навигационной системы, формируя шкалу времени UTC. УСПД в составе ИВКЭ обеспечивает синхронизацию собственных часов с часами устройства синхронизации времени. УСПД обеспечивает формирование команды синхронизации часов счетчиков в составе ИИК ТИ с собственными часами ежесуточно.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов (ИК) и их состав
|
№ ИК |
Наименование |
Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ |
Тип и модификация (при наличии) | |||
|
31 |
ЗРУ 6 кВ, Ввод №1 |
ТТ |
КТ 0,2S, Ктт = 2000/5, Г.р. № 51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | |
|
В |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | |||||
|
С |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | |||||
|
ТН |
КТ 0,5, Ктн = 6000:^3/100: Д Г.р. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | ||
|
В |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | ||||
|
С |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
|
24 |
ЗРУ 6 кВ, Ввод №2 |
ТТ |
КТ 0,2S, Ктт = 2000/5, Г.р. № 51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | |
|
В |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | |||||
|
С |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | |||||
|
ТН |
КТ 0,5, Ктн = 6000:^3/100:^3, Г.р. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | ||
|
В |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | ||||
|
С |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
Продолжение таблицы 1
|
№ ИК |
Наименование |
Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ |
Тип и модификация (при наличии) | ||||
|
23 |
ЗРУ 6 кВ, Ввод №3 |
ТТ |
КТ 0,2S, Ктт = 2000/5, Г.р. № 51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | ||
|
В |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | ||||||
|
С |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5, Ктн = 6000:^3/100: Д Г.р. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | |||
|
В |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | |||||
|
С |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | |||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
|
17 |
ЗРУ 6 кВ, Ввод №4 |
ТТ |
КТ 0,2S, Ктт = 2000/5, Г.р. № 51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | ||
|
В |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | ||||||
|
С |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5, Ктн = 6000:^3/100:^3, Г.р. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | |||
|
В |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | |||||
|
С |
ЗНОЛ |
ЗНОЛП-6 | |||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
|
61 |
КРУ 6 кВ, Жил. поселок |
ТТ |
КТ 0,5S, Ктт = 100/5, Г.р. № 25433-03 |
А |
ТЛО-10 | ||
|
В |
ТЛО-10 | ||||||
|
С |
ТЛО-10 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5, Ктн = 6000:^3/100:^3, Г.р. № 3344-04 |
А |
ЗНОЛ.06 |
ЗНОЛ.06-6 | |||
|
В |
ЗНОЛ.06 |
ЗНОЛ.06-6 | |||||
|
С |
ЗНОЛ.06 |
ЗНОЛ.06-6 | |||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||||
Программное обеспечение
В АИИС используется программное обеспечение комплекса технических средств «Энергосфера».
Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
pso_metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - средний.
Технические характеристики
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК и границы допускаемой относительной погрешности ИК в рабочих условиях применения при измерении активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95........ приведены в таблице 3
Предел 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 не менее, лет .............................. 3,5
Ведение журналов событий ИИК ТИ, ИВКЭ и ИВК ....................................... 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 ином), % .. от 90 до 110; индукция внешнего магнитного поля, мТл .............................................................не более 0,5.
Допускаемые значения информативных параметров: ток, % от 1ном................................................................................................................от 2 до 120;
напряжение, % от ином..............................................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos ф .............................................................. 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
коэффициент реактивной мощности, sin ф............................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (3WA) и реактивной (3WP) электрической энергии в рабочих условиях применения и границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии (3WoA) для значений тока 2, 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,87 и 1
|
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК 17, 23, 24, 31 |
ИК 61 | ||||
|
± ^WA, % |
± 3WP, % |
± ^WcA, % |
± ^WA, % |
± ^WP, % |
± ^WcA, % | ||
|
2 |
0,5 |
2,2 |
2,1 |
2,1 |
4,8 |
2,8 |
4,8 |
|
2 |
0,8 |
1,5 |
2,5 |
1,3 |
2,6 |
4,4 |
2,6 |
|
2 |
0,87 |
1,4 |
2,7 |
1,3 |
2,3 |
5,4 |
2,2 |
|
2 |
1 |
1,3 |
- |
1,0 |
1,7 |
- |
1,6 |
Продолжение таблицы 3
|
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК |
17, 23, 24, 31 |
ИК 61 | |||
|
± dWA, % |
± 3WP, % |
± ^WcA, % |
± ^WA, % |
± 3WP, % |
± ^WcA, % | ||
|
5 |
0,8 |
1,3 |
2,2 |
1,1 |
1,7 |
2,7 |
1,7 |
|
5 |
0,87 |
1,2 |
2,4 |
1,0 |
1,6 |
3,3 |
1,5 |
|
5 |
1 |
0,9 |
- |
0,8 |
1,1 |
- |
1,1 |
|
20 |
0,5 |
1,7 |
1,8 |
1,5 |
2,2 |
1,4 |
2,2 |
|
20 |
0,8 |
1,2 |
2,0 |
0,9 |
1,3 |
2,0 |
1,2 |
|
20 |
0,87 |
1,1 |
2,1 |
0,8 |
1,2 |
2,3 |
1,1 |
|
20 |
1 |
0,9 |
- |
0,7 |
0,9 |
- |
0,8 |
|
100, 120 |
0,5 |
1,7 |
1,8 |
1,5 |
2,2 |
1,3 |
2,2 |
|
100, 120 |
0,8 |
1,2 |
2,0 |
0,9 |
1,3 |
1,9 |
1,2 |
|
100, 120 |
0,87 |
1,1 |
2,1 |
0,8 |
1,2 |
2,3 |
1,1 |
|
100, 120 |
1 |
0,9 |
- |
0,7 |
0,9 |
- |
0,8 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра Г.0.0000.14026-ВСМН/ГТП-00.000-ФО Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская». Формуляр.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип, модификация |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06: ЗНОЛ.06-6 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
|
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С70 |
1 |
|
У стройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская». Формуляр |
Г.0.0000.14026-ВСМН/ГТП- 00.000-ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская». Методика поверки |
МП-043-30007-2015 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-043-30007-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в
апреле 2015 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов не более ± 10 мкс).
Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 220.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 17 января 2005 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 240.00.000МП, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» 10 августа 2012 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская» Свидетельство об аттестации методики измерений №238-01.00249-2015 от «28» апреля 2015 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
