Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Стройпроект"
| Номер в ГРСИ РФ: | 72849-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Новосибирскэнергосбыт", г.Новосибирск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Стройпроект»(далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72849-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Стройпроект" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
АО "Новосибирскэнергосбыт", г.Новосибирск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 72849-18: Описание типа СИ | Скачать | 89.8 КБ | |
| 72849-18: Методика поверки МП-158-RA.RU.310556-2018 | Скачать | 5.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Стройпроект»(далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных на глубину не менее 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и ведение журнала событий;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторы напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ТТ, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования внутренних импульсов, число которых
подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временным интервалом времени в шкале UTC (SU).
ИВК АИИС КУЭ расположен в АО «Новосибирскэнергосбыт», включает в себя сервер сбора данных, сервер баз данных, автоматизированные рабочиеместа (АРМ), связующиеи вспомогательные компоненты.
ИВК выполняет следующие функции:
- сбор, первичную обработку и хранение результатов измерений и служебной информации ИИК;
- занесение результатов измерений и их хранение в базе данных ИВК;
- пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» -Тюменское РДУ, другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020, 80030.
- ведение журнала событий ИВК.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ на уровне ИИК;
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS с использованием 3G/GPRS терминала TELEOFIS WRX-908 для передачи данных от ИИК в ИВК;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных с уровня ИВК внешним системам.
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и каналы связи образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭвключает в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-2 (рег. №41681-09). Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ работает следующим образом. Устройство синхронизации времени УСВ-2 формирует шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов точного времени системы GPS и передает её в ИВК. ИВК получает шкалу времени в постоянном режиме с помощью специализированной утилиты и при каждом опросе счетчиков вычисляет поправку времени часов счетчиков. И если поправка превышает величину ±2 c, ИВК формирует команду на синхронизацию счетчика. Счетчики типа ПСЧ-4ТМ.05МК и BINOM3 допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки.
П еречень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ
|
№ИК |
Диспетчерское наименование ИК |
Состав первого уровня АИИС КУЭ | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
ТП-1595 10 кВ, РУ-10кВ, 1с.ш., яч.5 |
ТЛК-СТ Ктр=800/5 Кл.т. 0,5S Рег. №58720-14 |
НИОЛ-СТ Ктр=10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 Рег. №58722-14 |
BINOM3 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 |
|
2 |
ТП-1595 10 кВ, РУ-10кВ, 2с.ш., яч.8 |
ТЛК-СТ Ктр=800/5 Кл.т. 0,5S Рег. №58720-14 |
НИОЛ-СТ Ктр=10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 Рег. №58722-14 |
BINOM3 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 |
|
№ИК |
Диспетчерское наименование ИК |
Состав первого уровня АИ |
ИС КУЭ | |
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
3 |
ТП-1595 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.11 |
ТЛК-СТ Ктр=200/5 Кл.т. 0,5S Рег. №58720-14 |
НИОЛ-СТ Ктр=10000/^3/ 100/\3 Кл.т. 0,5 Рег. №58722-14 |
ПСЧ-4ТМ.05МК кл. т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16 |
|
4 |
ТП-1595 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.14 |
ТЛК-СТ Ктр=200/5 Кл.т. 0,5S Рег. №58720-14 |
НИОЛ-СТ Ктр=10000/^3/ 100/\3 Кл.т. 0,5 Рег. №58722-14 |
ПСЧ-4ТМ.05МК кл. т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16 |
|
5 |
ТП-1595 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.9 |
ТЛК-СТ Ктр=150/5 Кл.т. 0,5S Рег. №58720-14 |
НИОЛ-СТ Ктр=10000/^3/ 100/\3 Кл.т. 0,5 Рег. №58722-14 |
ПСЧ-4ТМ.05МК кл. т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16 |
|
6 |
ТП-1595 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.12 |
ТЛК-СТ Ктр=150/5 Кл.т. 0,5S Рег. №58720-14 |
НИОЛ-СТ Ктр=10000/^3/ 100/\3 Кл.т. 0,5 Рег. №58722-14 |
ПСЧ-4ТМ.05МК кл. т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16 |
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В ИВКиспользуется программное обеспечение «Энергосфера» из состава «Комплексы программно-технические измерительные ЭКОМ» (ПТК «ЭКОМ», Г. р. № 19542-05, разработка ООО "НПФ "Прософт-Е", г.Екатеринбург).
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
pso_metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 -«средний».
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК № 1, 2 |
И |
К № 3, 4, 5, 6 | |||
|
Swca, % |
3wa, % |
3wP, % |
^оА, % |
3wa, % |
3wP, % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
2 |
0,5 |
±4,8 |
±4,8 |
±2,8 |
±4,9 |
±5,1 |
±3,7 |
|
2 |
0,8 |
±2,6 |
±2,6 |
±4,2 |
±2,7 |
±3,0 |
±4,9 |
|
2 |
0,865 |
±2,2 |
±2,3 |
±5,0 |
±2,4 |
±2,8 |
±5,6 |
|
2 |
1 |
±1,6 |
±1,7 |
- |
±1,9 |
±2,3 |
- |
|
5 |
0,5 |
±3,0 |
±3,0 |
±2,2 |
±3,1 |
±3,4 |
±3,4 |
|
5 |
0,8 |
±1,7 |
±1,8 |
±2,9 |
±1,9 |
±2,3 |
±3,9 |
|
5 |
0,865 |
±1,5 |
±1,6 |
±3,4 |
±1,8 |
±2,2 |
±4,3 |
|
5 |
1 |
±1,1 |
±1,1 |
- |
±1,2 |
±1,4 |
- |
|
20 |
0,5 |
±2,2 |
±2,3 |
±1,8 |
±2,3 |
±2,6 |
±3,1 |
|
20 |
0,8 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,4 |
±1,9 |
±3,4 |
|
20 |
0,865 |
±1,1 |
±1,2 |
±2,6 |
±1,2 |
±1,8 |
±3,6 |
|
20 |
1 |
±0,9 |
±0,9 |
- |
±1,0 |
±1,3 |
- |
|
100, 120 |
0,5 |
±2,2 |
±2,3 |
±1,8 |
±2,3 |
±2,6 |
±3,1 |
|
100, 120 |
0,8 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,4 |
±1,9 |
±3,4 |
|
100, 120 |
0,865 |
±1,1 |
±1,2 |
±2,6 |
±1,2 |
±1,8 |
±3,6 |
|
100, 120 |
1 |
±0,9 |
±0,9 |
- |
±1,0 |
±1,3 |
- |
|
Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ относительно шкалы времени UTC, ± 5 с | |||||||
|
Примечание 1.В таблице использованы обозначения: SWoA - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении активной электрической энергии при вероятности Р=0,95; 3WA - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95; 3WP- доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95. | |||||||
Таблица 4 - Технические характеристики АИИС КУЭ
|
Характеристика |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
6 |
|
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
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 |
|
Г лубина хранения результатов измерений в базе данных, не менее, лет |
3,5 |
|
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ |
автоматическое |
|
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: | |
|
- температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С |
от +0 до +40 |
|
- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С |
от -40 до +40 |
|
- частота сети, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- напряжение сети питания, В |
от 198 до 242 |
|
- индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более |
0,05 |
|
Характеристика |
Значение |
|
Допускаемые значения информативных параметров: | |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- коэффициент мощности cos ф |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра НЭС.АСКУЭ.062018.4-ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Стройпроект». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ |
18 |
|
Трансформаторы напряжения |
НИОЛ-СТ |
6 |
|
Счетчики - измерители показателей качества электрической энергии |
BINOM3 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
4 |
|
У стройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Стройпроект». Формуляр |
НЭС.АСКУЭ. 062018.4-ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Стройпроект». Методика поверки |
MH-158-RA.RU.310556- 2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу Mn—158-RA.RU.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Стройпроект». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 01 августа 2018 г.
Перечень основных средств поверки:
- NTP-серверы, работающие от сигналов рабочих шкал Государственного первичного эталона времени и частоты ГЭТ 1-2012;
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28апреля 2016 г.;
- счетчиков - измерителей показателей качества электрической энергии многофункциональных серии «BINOM3» в соответствии с документом ТЛАС.411152.002 ПМ «Счетчики - измерители показателей качества электрической энергии многофункциональных серии «BINOM3» с изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 15 мая 2016 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 234.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Стройпроект». Свидетельство об аттестации методики измерений №3965-RA.RU.311735-2018 от 01августа 2018 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
