Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения АО "НЗКМ"
Номер в ГРСИ РФ: | 63770-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения АО «НЗКМ» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 63770-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения АО "НЗКМ" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 046 |
Производитель / Заявитель
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
63770-16: Описание типа СИ | Скачать | 101.3 КБ | |
63770-16: Методика поверки 067-30007-2016-МП | Скачать | 578.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения АО «НЗКМ» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения 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:
- 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;
- передачу 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.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- измерение времени.
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
- 3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК). ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ИВКЭ включают в себя:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД). В качестве УСПД используется устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-04), включающее приемник сигналов навигационной системы GPS;
- связующие компоненты, GSM - модемы, для связи уровня ИВКЭ с уровнями ИИК ТИ и ИВК;
- автоматизированное рабочее место.
ИВК включает в себя:
- автоматизированное рабочее место (АРМ),
- сервер баз данных АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», выполненный на основе промышленного компьютера и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «Альфа-ЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10),
- устройство синхронизации системного времени УССВ-16HVS.
Принцип действия АИИС КУЭ 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 (0,02 с) 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.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов
измерений;
- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК;
- ведение шкалы времени и передачу шкалы времени часам счетчиков.
В ИВК осуществляется:
- сбор данных с уровня ИВКЭ;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передачу результатов измерений сторонним субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.
АИИС КУЭ выполняет функцию измерения времени в шкале UTC. Данная функция осуществляется системой обеспечения единого времени следующим образом.
Устройство синхронизации системного времени осуществляет прием и обработку сигналов системы GPS и передачу меток времени в сервер баз данных АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в постоянном режиме по протоколу NTP с использованием программной утилиты.
УСПД формирует свою шкалу времени путем обработки сигналов навигационной системы GPS и далее передает ее на уровень ИИК ТИ. При каждом опросе счетчика УСПД вычисляет поправку времени часов счетчика и, если поправка превышает величину ±2 c, формирует команду на синхронизацию счетчика.
Все ИИК ТИ, кроме ИИК № 8 соединены с ИВКЭ по интерфейсу RS-485 с использованием преобразователя RS-485/Ethernet
ИИК № 8 соединен с ИВКЭ посредством модема с использованием технологии GPRS.
Передача результатов измерений, технической и служебной информации от ИВКЭ на уровень ИВК организована по двум каналам связи, разделенным на физическом уровне:
- в качестве основного канала связи используется сеть мобильной радиосвязи с использованием сети GSM;
- в случае выхода основного канала связи используется сеть интернет-провайдера.
Передача информации заинтересованным субъектам ОРЭ (ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «Тульское РДУ» и другим) осуществляется с уровня ИВК.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Перечень ИК и измерительных компонентов (средств измерений) в составе ИК приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИК___________________
№ ИК |
Наименование ИК |
Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ |
Тип (модификация) | ||
1 |
ПС 110/10/6 кВ №431 «Керамик», ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Новомосковск -Керамик с отп. на ПС СМС |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт = 600/5 Г.р. № 26422-06 |
A |
ТФЗМ 110Б-1У |
В |
ТФЗМ 110Б-1У | ||||
C |
ТФЗМ 110Б-1У | ||||
ТН |
КТ 0,5 Ктн = (110000:V3)/(100:V3) Г.р. № 14205-05 |
A |
НКФ-110-57 | ||
В |
НКФ-110-57 | ||||
C |
НКФ-110-57 | ||||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г.р. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
УСПД |
Г.р. № 17049-04 |
ЭКОМ-3000 | |||
2 |
ПС 110/10/6 кВ №431 «Керамик», ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Керамик -Угольная |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт = 600/5 Г.р. № 26422-06 |
A |
ТФЗМ 110Б-1У |
В |
ТФЗМ 110Б-1У | ||||
C |
ТФЗМ 110Б-1У | ||||
ТН |
КТ 0,5 Ктн = (110000:V3)/(100:V3) Г.р. № 14205-05 |
A |
НКФ-110-57 | ||
В |
НКФ-110-57 | ||||
C |
НКФ-110-57 | ||||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г.р. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
УСПД |
Г.р. № 17049-04 |
ЭКОМ-3000 |
Продолжение таблицы 1
№ ИК |
Наименование |
Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ |
Тип (модификация) | ||
3 |
ПС 110/10/6 кВ №431 «Керамик», Ввод ТСН-3 0,4 кВ |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт = 150/5 Г.р. № 28139-12 |
A |
ТТИ |
В |
ТТИ | ||||
C |
ТТИ | ||||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г.р. № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М | |||
УСПД |
Г.р. № 17049-04 |
ЭКОМ-3000 | |||
4 |
ПС 110/10/6 кВ №431 «Керамик», ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.29, ф.129 10 кВ |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт = 150/5 Г.р. № 9143-83 |
A |
ТЛК |
C |
ТЛК | ||||
ТН |
КТ 0,5 Ктн = 10000/100 Г.р. № 16687-97 |
A |
НАМИТ-10 | ||
В | |||||
C | |||||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г.р. № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М | |||
УСПД |
Г.р. № 17049-04 |
ЭКОМ-3000 | |||
5 |
ПС 110/10/6 кВ №431 «Керамик», ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.18, ф.218 10 кВ |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт = 150/5 Г.р. № 9143-83 |
A |
ТЛК |
C |
ТЛК | ||||
ТН |
КТ 0,5 Ктн = 10000/100 Г.р. № 16687-97 |
A |
НАМИТ-10 | ||
В | |||||
C | |||||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г.р. № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М | |||
УСПД |
Г.р. № 17049-04 |
ЭКОМ-3000 | |||
6 |
ПС 110/10/6 кВ №431 «Керамик», ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.35, ф.335 6 кВ |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт = 300/5 Г.р. № 9143-83 |
A |
ТЛК |
C |
ТЛК | ||||
ТН |
КТ 0,5 Ктн = 6000/100 Г.р. № 16687-97 |
A |
НАМИТ-10 | ||
В | |||||
C | |||||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г.р. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
УСПД |
Г.р. № 17049-04 |
ЭКОМ-3000 |
Продолжение таблицы 1
№ ИК |
Наименование |
Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ |
Тип (модификация) | ||
7 |
ПС 110/10/6 кВ №431 «Керамик», ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.36, ф.436 6 кВ |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт = 300/5 Г.р. № 9143-83 |
A |
ТЛК |
C |
ТЛК | ||||
ТН |
КТ 0,5 Ктн = 6000/100 Г.р. № 16687-07 |
A |
НАМИТ-10 | ||
В | |||||
C | |||||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г.р. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
УСПД |
Г.р. № 17049-04 |
ЭКОМ-3000 | |||
8 |
Сборка 0,4 кВ цеха по производству кирпича ЗАО «НЗКМ», ф. Керамический переулок 0,4 кВ |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт = 100/5 Г.р. № 32501-08 |
A |
ТТЭ |
В |
ТТЭ | ||||
C |
ТТЭ | ||||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г.р. № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М | |||
УСПД |
Г.р. № 17049-04 |
ЭКОМ-3000 |
Программное обеспечение
Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ac_metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
12.1 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК).................................................................................. 8
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения................................................................ приведены в таблице 3
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с
Период измерений активной и реактивной 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 ИВК не менее, лет .................... 3,5
Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток ................................. 45
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ ....................................... автоматическое
Рабочие условия применения компонентов ИК:
температура окружающего воздуха для: измерительных трансформаторов, °С............................................................от минус 40 до 45;
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 питания (относительного номинального значения ином), % ..........от 90 до 110.
Допускаемые значения информативных параметров:
ток, % от 1ном................................................................................................................от 5 до 120;
напряжение, % от ином..............................................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos ф..............................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (SWoA) электрической энергии, границы допускаемой погрешности ИК при измерении активной (5wa) и реактивной (5WP) электрической энергии в рабочих условиях применения
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК № 1, 2, с 4 по 7 |
ИК № 3, 8 | ||||
±ЗwoA, % |
±3wa, % |
±3wp, % |
±ЗwoA, % |
±3wa, % |
±3wp, % | ||
5 |
0,5 |
5,5 |
5,7 |
4,0 |
5,4 |
5,6 |
3,9 |
5 |
0,8 |
3,0 |
3,4 |
5,3 |
2,9 |
3,3 |
5,2 |
5 |
0,865 |
2,7 |
3,1 |
6,2 |
2,6 |
3,0 |
6,1 |
5 |
1 |
1,8 |
2,1 |
- |
1,7 |
2,0 |
- |
20 |
0,5 |
3,0 |
3,3 |
3,2 |
2,7 |
3,1 |
3,1 |
20 |
0,8 |
1,7 |
2,2 |
3,7 |
1,5 |
2,1 |
3,6 |
20 |
0,865 |
1,5 |
2,1 |
4,1 |
1,3 |
2,0 |
3,9 |
20 |
1 |
1,2 |
1,5 |
- |
1,0 |
1,4 |
- |
100, 120 |
0,5 |
2,3 |
2,7 |
3,1 |
1,9 |
2,4 |
3,0 |
100, 120 |
0,8 |
1,4 |
2,0 |
3,4 |
1,1 |
1,8 |
3,2 |
100, 120 |
0,865 |
1,2 |
1,9 |
3,6 |
1,0 |
1,8 |
3,4 |
100, 120 |
1 |
1,0 |
1,4 |
- |
0,8 |
1,3 |
- |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра 13526821.4611.046.ПФ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения АО «НЗКМ». Паспорт-формуляр
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип, модификация |
Количество |
Трансформатор тока |
ТФЗМ иоб-iv |
6 |
Трансформатор тока |
ТТИ: ТТИ-А |
3 |
Трансформатор тока |
ТЛК: ТЛК-10-5 |
8 |
Трансформатор тока |
ТТЭ: ТТЭ-А |
3 |
Продолжение таблицы 4
Наименование |
Тип, модификация |
Количество |
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
4 |
Устройство сбора и передачи |
ЭКОМ-3000 |
1 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М |
4 |
Эксплуатационная документация, согласно ведомости эксплуатационных документов |
3526821.4611.046.ЭД |
1 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения АО «НЗКМ». Методика поверки |
067-30007-2016-МП |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом 067-30007-2016-МП Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения АО «НЗКМ». Методика поверки, утвержденным ФГУП «СНИИМ» в январе 2016 г. Знак поверки наносят на свидетельство о поверке.
Перечень основных средств поверки:
- миллитесламетр портативный ТП2-2У (номер в Государственном реестре средств измерений № 16373-08);
- мультиметр АРРА-109 (номер в Государственном реестре средств измерений № 20085-11);
- клещи токовые АТК-2001 (номер в Государственном реестре средств измерений № 43841-10);
- измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (номер в Государственном реестре средств измерений № 23070-05);
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- для счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- для устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой поверки МП 26-262-99, утвержденной ФГУП «УНИИМ» в декабре 1999 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения АО «НЗКМ». Свидетельство об аттестации методики измерений № 267-01.00249-2016 от «12» февраля 2016 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.