Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Сименс Технологии Газовых Турбин"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68727-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "КировТЭК", г.С.-Петербург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, мощности, сбора, обработки и хранения результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68727-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Сименс Технологии Газовых Турбин" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "КировТЭК", г.С.-Петербург
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 68727-17: Описание типа СИ | Скачать | 99.2 КБ | |
| 68727-17: Методика поверки 432-132-2017 МП | Скачать | 901.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, мощности, сбора, обработки и хранения результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений.
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 программно-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 (ИИК), включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001;
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001;
- вторичные измерительные цепи;
- счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012,
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура)
2-й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:
- сервер центра сбора и обработки данных ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» (сервер);
- 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 ЦСОД по эталонным сигналам точного времени, получаемым от системы ГЛОНАСС.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера энергосбытовой компании в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов сервера и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». 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 указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
amrserver.exe amrc.exe amra.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4.10.5.0 и выше 4.11.0.0 и выше 4.3.0.0 и выше 4.10.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ac metrology.dll |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид эл. энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
РП-3230 РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №2 |
ТОЛ-НТЗ-10 400/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Г осреестр № 51679-12 А:Зав.№ 23883 B: Зав.№ 23884 C: Зав.№ 23885 |
НАМИТ-10 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Г осреестр № 16687-07 Зав.№ 6543090000001 |
ПСЧ-4ТМ.05 класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 1ном(1макс)=5(7,5)А Uhom = 3x57,7/100 В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Г осреестр № 27779-04 Зав.№ 0306080269 |
Активная Реактивная |
1,7 2,5 |
2,2 4,0 |
П Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
2 |
РП-3230 РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №18 |
ТОЛ-НТЗ-10 400/5 0,2S ГОСТ 7746-2001 Г осреестр № 51679-12 А:Зав.№ 23886 B: Зав.№ 23888 C: Зав.№ 23931 |
НАМИТ-10 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Г осреестр № 16687-07 Зав.№ 654309000000 2 |
ПСЧ-4ТМ.05 класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 1ном(1макс)=5(7,5)А Uhom = 3х57,7/100 В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 27779-04 Зав.№ 0306080352 |
Активная Реактивная |
1,7 2,5 |
2,2 4,0 |
|
Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% от 1ном cos9 = 0,8инд. 4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с. | |||||||
Таблица 3- Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК, штук |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 1 до 120 0,9 инд. от 49,8 до 50,2 от +20 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от Ihom - коэффициент мощности: COSф simp - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ° С |
от 95 до 105 от 1 до 120 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,5 до 50,5 от +5 до +30 от +5 до +30 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
трансформаторы тока: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
219000 |
|
трансформаторы напряжения: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
400000 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
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 |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике
Защищенность применяемых компонентов
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин» типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение, тип |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии |
ПСЧ-4ТМ |
2 шт. |
|
GSM-модемы |
Тассйз RX108-R4 |
2 шт. |
|
Телефонный модем |
AnCom STF/D4001i/102 |
1 шт. |
|
Сервер баз данных (сервер ЗАО «ЭСК») |
ПЭВМ (IBM совместимый |
1 шт. |
|
Программное обеспечение «Альфа-ЦЕНТР» |
АС UE |
1 экз. |
|
Методика измерений |
17006/17.03.000МИ |
1 экз. |
|
Паспорт |
17006/17.00.000ПС |
1 экз. |
|
Методика поверки |
432-132-2017 МП |
1 экз. |
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений.
Поверка
осуществляется по документу 432-132-2017 МП «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-Санкт-Петербург» 10.07.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока (ТТ) по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения (ТН) по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в ноябре 2005 г;
- модуль коррекции времени типа МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с модулемкоррекции времени МКВ-02Ц ;
- прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр универсальный ТПУ-2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08)$
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе 17006/17.03.000МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин». Свидетельство об аттестации № 02-RA.RU.311468-2017 от 28.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
432-132-2017 МП Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин». Измерительные каналы. Методика поверки
Смотрите также
