Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Новгородский бекон"
| Номер в ГРСИ РФ: | 65403-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Система решений", г.С.-Петербург |
| 65403-16: Описание типа СИ | Скачать | 105 КБ |
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 | 28.04.2024 |
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
