65403-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Новгородский бекон" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Новгородский бекон"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 65403-16
Производитель / заявитель: ООО "Система решений", г.С.-Петербург
Скачать
65403-16: Описание типа СИ Скачать 105 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Новгородский бекон" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Новгородский бекон» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Новгородский бекон», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 65403-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Новгородский бекон"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 001
Производитель / Заявитель

ООО "Система решений", г.С.-Петербург

Поверка

Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

65403-16: Описание типа СИ Скачать 105 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Новгородский бекон» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Новгородский бекон», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

- хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;

- обеспечение ежесуточного резервирования базы 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, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии (далее внешним организациям);

- передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по про-граммно-задаваемым адресам;

- предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ);

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);

- вторичные измерительные цепи;

- счетчики электрической энергии.

2 -й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:

- Сервер центра сбора и обработки данных ООО «Новгородский бекон» (сервер) с АРМ энергетика ООО «Новгородский бекон»;

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- устройство синхронизации системного времени (УССВ-2);

- программное обеспечение ПО «АльфаЦентр».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.

Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U-I.

Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Сервер осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя устройство синхронизации времени УССВ-2, осуществляющее синхронизацию часов сервера по эталонным сигналам точного времени, получаемым от системы ГЛОНАСС.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов сервера и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.

С остав измерительных каналов приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав измерительных каналов

№ ИК

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

Уровень ИВКЭ

Уровень ИВК

1

2

3

4

5

6

7

1

РП

«Свиноком-бинат»

Р У-10кВ,

яч.7

ТОЛ-10-1-2

У2 200/5 0,5S

ГОСТ 7746- 2001 Гос.реестр СИ № 4795911

А:Зав.№ 4923 В:Зав.№ 4971 С:Зав.№ 4917

НАМИТ-10-2 УХЛ2 10000/10 0,5

ГОСТ 19832001

Гос. реестр СИ № 16687-13 Зав. № 0121150000001

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R 1ном(1тах)=5А(10А) Uhom = 3*57.7/100В класс т. 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 класс т. 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 Гос.реестр СИ № 48266-11 Зав. №23816256

Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327LO1-E2-BO6-MO2, Госреестр СИ № 41907-09 Зав. №009676

Сервер ЦСОД, ПО «АльфаЦентр», устройство синхронизации системного времени УССВ-2 Зав. №001716, каналообразующая аппаратура

2

РП

«Свиноком-бинат»

Р У-10кВ,

яч.10

ТОЛ-10-1-2

У2 200/5 0,5S

ГОСТ 7746- 2001 Гос.реестр СИ № 4795911

А:Зав.№ 4922 В:Зав.№ 4915 С:Зав.№ 4920

НАМИТ-10-2 УХЛ2 10000/10 0,5

ГОСТ 19832001

Гос. реестр СИ № 16687-13 Зав. №

2014140000010

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R 1ном(1тах)=5А(10А) Uhom = 3*57.7/100В класс т. 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 класс т. 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 Гос.реестр СИ № 48266-11 Зав. №23816254

3

РП

«Свиноком-бинат»

Р У-10кВ,

яч.5

ТОЛ-10-1-2 У2

200/5 0,5S

ГОСТ 7746- 2001 Гос.реестр СИ № 4795911

А:Зав.№ 4918 В:Зав.№ 4916 С:Зав.№ 4912

НАМИТ-10-2 УХЛ2 10000/10 0,5

ГОСТ 19832001

Гос. реестр СИ № 16687-13 Зав. №

0121150000001

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R 1ном(1тах)=5А(10А) Uhom = 3*57.7/100В класс т. 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 класс т. 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 Гос.реестр СИ № 48266-11 Зав. №23816259

4

РП

«Свиноком-бинат»

Р У-10кВ,

яч.6

ТОЛ-10-1-2

У2 200/5 0,5S

ГОСТ 7746- 2001 Гос.реестр СИ № 4795911

А:Зав.№ 4919 В:Зав.№ 4925 С:Зав.№ 4921

НАМИТ-10-2 УХЛ2 10000/10 0,5

ГОСТ 19832001

Гос. реестр СИ № 16687-13 Зав. № 2014140000010

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Iном(Imax)=5А(10A) Uhom = 3*57.7/100В класс т. 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 класс т. 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 Гос.реестр СИ № 48266-11 Зав. №23816265

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

5

ЗТП-16

РУ-10 кВ, 1 с.ш. яч.2

ТОЛ-10-1-2

У2 100/5 0,5S

ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр

СИ № 47959-11 А:Зав.№ 832 В:Зав.№ 5221 С:Зав.№ 4866

НАМИТ-10-2

УХЛ2 10000/10 0,5

ГОСТ 19832001

Гос.реестр СИ № 16687-13 Зав. № 121150000003

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R 1ном(1тах)=5А(10А) Uhom = 3*57.7/100В класс т. 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 класс т. 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 Гос.реестр СИ № 48266-11 Зав. №23816252

Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327L01-E2-B06-M02, Госреестр СИ № 41907-09 Зав. №009676

Сервер ЦСОД, ПО «АльфаЦентр», устройство синхронизации системного времени УССВ-2 Зав. №001716, каналообразующая аппаратура

6

ЗТП-16 РУ-10 кВ, 2 с.ш. яч.10

ТОЛ-10-1-2У2, 100/5; кл. т. 0,5S; ГОСТ 77462001

Г осреестр СИ № 47959-11 А:Зав.№ 5084 В:Зав.№ 5222 С:Зав.№ 4869

НАМИТ-10-2

УХЛ2; 10000/100; кл. т. 0,5;

ГОСТ 1983-2001

Г осреестр СИ № 16687-13 Зав. № 0121150000002

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R;

Uhom = 3х57,7/100 В;

Ihom = 5 А; 1макс = 10 А;

кл. т. 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; кл.т. 1,0 по

ГОСТ Р 52425-2005;

Г осреестр СИ № 48266-11 Зав. №23816270

7

ЗТП-13 ВРУ-0,4 кВ, яч.6

ТОП-0,66УЗ, 100/5;

кл. т. 0,5S;

ГОСТ 77462001

Г осреестр СИ № 47959-11 А:Зав.№ 5018477 В:Зав.№ 5018452 С:Зав.№ 5018432

-

Меркурий 234 ARTM2-03 PB.R;

Uhom = 3х230/400 В;

Ihom = 5 А; 1макс = 10 А;

кл. т. 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; кл.т. 1,0 по

ГОСТ Р 52425-2005;

Г осреестр СИ №48266-11 Зав. №21753870

8

ВРУ корпуса № 23

ТОП-0,66УЗ, 100/5;

кл. т. 0,5S;

ГОСТ 77462001

Г осреестр СИ № 47959-11 А:Зав.№ 5018444 В:Зав.№ 5018435 С:Зав.№ 5018484

-

Меркурий 234

ARTM2-03 PB.R;

Uhom = 3х230/400 В;

Ihom = 5 А; 1макс = 10 А;

кл. т. 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; кл.т. 1,0 по

ГОСТ Р 52425-2005;

Г осреестр СИ №48266-11 Зав. №21754336

Примечание:

допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР РЕ»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

amrserver.exe

amrc.exe

cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4.12.0.0 и выше

4.12.0.0 и выше

4.12.0.0 и выше

2.0.0.0 и выше

12.1.0.0

Цифровой идентификатор ac_metrology.dll

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Уровень защиты ПО «Альфа-ЦЕНТР» соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

8

Номинальные значения напряжения на вводах системы, кВ

10 (ИК1-ИК6);

0,4 (ИК7-ИК8)

Отклонение напряжения от номинального значения, %

±20

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

100 (ИК5-ИК8);

200 (ИК1- ИК4)

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока

от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф

0,5 - 1

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

±5

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации

АИИС КУЭ

Номер ИК

Значение cos9

0,011ном

<1<0,051ном

0,051ном

<1<0,21ном(

0,21ном <1<11ном

Ином < 1<1,21ном(

Активная энергия

1-6

1,0

±2,6

±1,9

±1,8

±1,8

7-8

±2,5

±1,8

±1,7

±1,7

1-6

0,8

±3,5

±2,6

±2,2

±2,2

7-8

±3,4

±2,4

±2,2

±2,2

1-6

0,5

±5,9

±3,7

±3,0

±3,0

7-8

±5,7

±3,5

±2,8

±2,8

Реактивная энергия

1-6

0,8

±5,9

±4,7

±4,3

±4,3

7-8

±5,9

±4,6

±4,2

±4,2

1-6

0,5

±4,4

±3,7

±3,6

±3,6

7-8

±4,4

±3,7

±3,6

±3,6

Таблица 5 - Технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - измерительных трансформаторов, - счетчиков

- УСПД,УССВ

от минус 15 до 30

от минус 10 до 25

от 15до 25

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее: - Меркурий 234

220000

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчики электрической энергии Меркурий 234 - среднее время наработки на отказ не менее 220000 ч;

- трансформатор тока ТОЛ-10-1-2 У2 - среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч;

- трансформатор тока ТОП-0,66У3 - среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч;

- трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 - среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч;

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

а) счетчиками электрической энергии:

- попыток несанкционированного доступа;

- связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

- коррекции текущих значений времени и даты;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывов питания;

- самодиагностики (с записью результатов).

б) УСПД:

- попыток несанкционированного доступа;

- связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- перезапуска УСПД;

- коррекции текущих значений времени и даты;

- перерывов питания;

- самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов

а) Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии;

- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательных клеммных коробок;

- УСПД;

б) Защита информации на программном уровне:

- установка паролей на счетчиках электрической энергии;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на ЦСОД;

- возможность использования цифровой подписи при передаче данных.

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 5 лет;

- УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 90 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания -не менее 3 лет;

- ЦСОД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Новгородский бекон».

Комплектность

Таблица 6 - Комплект поставки АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2 УХЛ2

4

Трансформатор тока ТОП-0,66У3

ТОП-0,66У3

6

Трансформатор тока ТОЛ-10-1-2У2

ТОЛ-10-1-2У2

18

Счетчик электрической энергии трехфазный статический

Меркурий 234

ARTM2-00 PB.R

6

Меркурий 234

ARTM2-03 PB.R

2

УСПД RTU-327L

RTU-327L

1

Устройство синхронизации системного времени ССВ-2

УССВ-2

1

Модем

AnComST/D1

1

GSM модем

Tеlеofis WRX 768-RGU

5

Автоматизированное рабочее место энергетика (АРМ)

1

Программное обеспечение «Альфа-Центр»

1

Методика измерений

1-1/2015.03.000 МИ

1

Паспорт

1-1/2015.03.000 ПС

1

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Методика проверки идентификационных данных ПО приведены в разделе 9.1 Паспорта.

Основные средства поверки:

- средства поверки и вспомогательные устройства в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2 МИ 3000-2006.

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

Измерения производятся в соответствии с документом 1-1/2015.03.00 МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Новгородский бекон». Свидетельство об аттестации № 06-RA.RU.311468-2016 от 15.06.2016 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Смотрите также

65402-16
ISCO Signature Расходомеры
Компания "Teledyne ISCO, Inc.", США
Расходомеры ISCO Signature (далее-расходомеры) предназначены для измерения скорости и уровня потока жидкости, вычисления объемного расхода и объема жидкости в безнапорных трубопроводах и открытых каналах.
65401-16
A-ISOMETER IRDH375B-435 Устройства контроля сопротивления изоляции
Фирма "Dipl.-Ing. W. Bender GmbH &amp; Co. KG", Германия
Устройства контроля сопротивления изоляции A-ISOMETER IRDH375B-435 (далее по тексту - устройства) предназначены для автоматического непрерывного измерения и контроля сопротивления изоляции под рабочим напряжением изолированных от земли сетей переменн...
65400-16
Тепло-5Т Теплосчетчики
ООО "Фирма "Системы электроники и медицины" (СЭМ), г.Новосибирск; ОАО "БСКБ "Вега", г.Бердск
Теплосчетчики «Тепло-5Т» (далее - теплосчетчики), предназначены для измерения количества теплоты (тепловой энергии), отпускаемой или потребляемой в системах теплоснабжения, массы и параметров теплоносителя, а также массы воды в системах горячего и хо...
65399-16
ВТМ-3 Влагомеры топлив и масел
ООО "НПП ОКБА", г.Ангарск
Влагомеры топлив и масел ВТМ-3 предназначены для измерений массовой доли влаги в трансформаторных, авиационных маслах и топливе (керосин, нафтил и т. п.) с кинематической вязкостью не более 50 сСт при 20 °С (далее «анализируемая жидкость»).
Контроллеры сигнальной точки программируемые индустриальные ПИК-СТ (далее -контроллеры) предназначены для измерения среднеквадратического значения напряжения переменного тока в контрольных точках электрических цепей и частоты в системах диспетчерског...