Манометры показывающие MB801
Номер в ГРСИ РФ: | 64716-16 |
---|---|
Категория: | Манометры |
Производитель / заявитель: | Фирма "TE.MA. S.r.l.", Италия |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» НкЭС ПС 220 кВ «Бегишево» (далее -АИИС КУЭ ПС «Бегишево») предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации ОАО «Сетевая компания» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 64716-16 |
Наименование | Манометры показывающие |
Модель | MB801 |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | на 10 шт. с зав.№ 1V-PI-9922A, 1V-PI-9922B, 1V-PI-9923A, 1V-PI-9923B, 1V-PI-9911A, 1V-PI-9911B, 1V-PI-9911C, 1V-PI-9912A, 1V-PI-9912B, 1V-PI-9912C |
Производитель / Заявитель
Фирма "TE.MA. S.r.l.", Италия
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
64716-16: Описание типа СИ | Скачать | 163.4 КБ | |
64716-16: Методика поверки АИС НКС-Б 16.05.00 МП | Скачать | 780.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС ПС 220 кВ Бегишево (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Назначение средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи;
2-й уровень -устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД), сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0»
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов без учета коэффициентов трансформации, преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0.02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление, хранение и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности,
2 формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации во внешние программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2, таймеры УСПД, сервера СД и счетчиков. Сравнение времени сервера СД ИВК с таймером приемника осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера СД на величину более ±1 с. Сервер СД осуществляет синхронизацию времени УСПД, а УСПД, в свою очередь, счетчиков, подключенных к УСПД. Сличение времени таймера сервера СД с временем таймеров УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка времени сервером выполняется при достижении расхождения времени таймеров счетчиков и УСПД на величину ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем таймера УСПД ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера СД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
BinaryPackControls.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
Идентификационное наименование ПО |
CheckDataIntegrity.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
Идентификационное наименование ПО |
ComIECFunctions.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
Идентификационное наименование ПО |
ComModbusFunctions.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Продолжение таблицы 1
Цифровой идентификатор ПО (контрольная |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F |
сумма) |
C917 |
Идентификационное наименование ПО |
ComStdFunctions.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
Идентификационное наименование ПО |
DateTimeProcessing.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
Идентификационное наименование ПО |
SafeValuesDataUpdate.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
Идентификационное наименование ПО |
SimpleVerifyDataStatuses.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
Идентификационное наименование ПО |
SummaryCheckCRC .dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
Идентификационное наименование ПО |
ValuesDataProcessing.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК.
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | |
3 |
ПС 220 кВ Бегишево, яч.2, ВЛ-110 кВ Бегишево - КГПТО |
ТОГФ-110 1000/1 Кл.т 0.2s Рег.№44640-10 |
ЗНГ-УЭТМ® 110000/100 Кл.т 0.2 Рег.№53343-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т 0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
4 |
ПС 220 кВ Бегишево, яч.4, КВЛ -110 кВ Бегишево-Жарков I ц. |
ТОГФ-110 1000/1 Кл.т 0.2s Рег.№44640-10 |
ЗНГ-УЭТМ® 110000/100 Кл.т 0,2 Рег.№53343-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т 0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
8 |
ПС 220 кВ Бегишево, яч.6, КВЛ -110 кВ Бегишево-Жарков II ц. |
ТОГФ-110 1000/1 Кл.т 0.2s Рег.№44640-10 |
ЗНГ-УЭТМ® 110000/100 Кл.т 0.2 Рег.№53343-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т 0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
10 |
ПС 220 кВ Бегишево, яч.7, ОВ - 110 кВ |
ТОГФ-110 1000/1 Кл.т 0.2s Рег.№44640-10 |
ЗНГ-УЭТМ® 110000/100 Кл.т 0.2 Рег.№53343-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т 0.2s/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
11 |
ПС 220 кВ Бегишево, яч.6, ВЛ-220 кВ Бегишево -ТАНЕКО |
ТВГ-УЭТМ® 500/1 Кл.т 0.2s Рег.№52619-13 |
ЗНГ-УЭТМ® 220000/100 Кл.т 0.2 Рег.№53343-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т 0.2s/0.5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа.. 3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Предприятие-владелец АИИС КУЭ вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики | |
Границы основной погрешности, (±6) % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||
3, 4, 8, 10, 11. |
Активная реактивная |
± 0,8 ± 1,8 |
± 0,9 ± 1,9 |
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. |
Тблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
5 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности, cosф |
0,9 |
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: |
от 90 до 110 |
- напряжение, % от ином |
от 5 до 120 |
- ток, % от 1ном |
от 0,5инд до |
- коэффициент мощности, cosф |
0,8емк |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -40 до +60 |
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от -10 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
УССВ: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
УСПД: | |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях |
45 |
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового и розничного рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- в журнале событий УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
12 |
Трансформаторы тока встроенные |
ТВГ-УЭТМ® |
3 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные элегазовые |
ЗНГ-УЭТМ® |
12 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
2 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Программное обеспечение |
Пирамида 2.0 |
1 |
Методика поверки |
АИС НКС-Б 16.05.01 МП. Изменения №1 |
1 |
Формуляр |
ПФ.359116.04.2019 |
1 |
Руководство по эксплуатации |
РЭ.359116.04.2019 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу АИС НКС-Б 16.05.00 МП. Изменения №1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС ПС 220 кВ Бегишево. Методика поверки» утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстани» «22» ноября 2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ- по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные, СЭТ-4ТМ.03М. Приложение. Методика поверки», утвержденным ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007г.;
- УСПД по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ФГУП ВНИИМС в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия