Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО "НПП "Радар ммс"
| Номер в ГРСИ РФ: | 77895-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург |
| 77895-20: Описание типа СИ | Скачать | 82.2 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО «НПП «Радар ммс» (далее-АИИС КУЭ) предназначена для автоматического измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «НПП «Радар ммс», сбора, обработки, хранения полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77895-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО "НПП "Радар ммс" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| 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
| 77895-20: Описание типа СИ | Скачать | 82.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО «НПП «Радар ммс» (далее-
АИИС КУЭ) предназначена для автоматического измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «НПП «Радар ммс», сбора, обработки, хранения 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;
периодический (1 раз в 30 мин, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее — ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее — ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя Центр сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) с ПО «Программный комплекс (далее - ПК) « Спрут», каналообразующая аппаратура (многоканальное устройство связи (далее - МУС) Е200-1, модемы).
На уровне ИИК 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.
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 типа АЛЬФА А1800 A18O5RAL-P4GB-DW-4.
Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии, выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.
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.
Посредством программного обеспечения измерительно-вычислительного комплекса «Спрут» осуществляется сбор данных со счетчиков и их хранение на ЦСОИ АИИС КУЭ АО «НПП «Радар ммс».
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в организации-участники розничного рынка электрической энергии осуществляется от счетчиков электрической энергии по двум каналам GSM -основному и резервному разных операторов связи (ПАО «Мегафон» и ПАО « МТС»).
Коррекция часов компонентов АИИС КУЭ производится от системных часов ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» в соответствии с сигналами, полученными из системы спутниковой навигации ГЛОНАСС, в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит 2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера ЦСОИ.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера ЦСОИ отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера ЦСОИ в момент непосредственно предшествующий корректировке
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Программный комплекс «Спрут».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование «Программный комплекс «Спрут» |
Atempo AxReport |
|
Номер версии (идентификационный номер) «Программный комплекс «Спрут» |
1.5.4.1105 5.5.3 |
|
Цифровой идентификатор: Atempo AxReport |
2BF421398F9454A7B5B1466199BC2E65 14D48E999A8541E166ECA9641393CEF9 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
|
Номер наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Уровень ИВК | |
|
1 |
РП-9450 РУ-10 кВ Ввод 1 |
ТОЛ-НТЗ-10-01А 200/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 69606-17 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 10000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 70324-18 |
A18O5RAL-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =3х57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 |
Сервер БД с ПО «ПК «Спрут» Госреестр СИ № 18897-11,МУС Е200-1, зав. №0413, каналообразующая аппаратура |
|
2 |
РП-9450 РУ-10 кВ Ввод 2 |
ТОЛ-НТЗ-10-01А 200/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 69606-17 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 10000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 70324-18 |
A18O5RAL-P4GB-DW-4 Ihom (1макс) = 5 (10) А; Uhom =3x57/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06 | |
Примечание: - допускается замена ТТ, ТН, 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. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа и эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электрической энергии |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
|
1-2 |
Активная |
±1,9 |
±2,4 |
|
Реактивная |
±2,8 |
±4,4 | |
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии за период 0,5 ч. 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от 1ном и cos9 = 0,8инд. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +20 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5инд. до 0,8емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ, ТН и счетчиков, °С |
от 0 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
|
Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
35 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени, с |
±5 |
Надежность системных решений:
а) резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники розничного рынка электрической энергии по сети стандарта GSM;
Регистрация событий:
а) в журнале событий счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и журнале событий компьютера автоматизированного рабочего места.
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчика;
промежуточных клеммников цепей напряжения;
испытательной колодки;
б) защита информации на программном уровне:
установка пароля на счетчик;
установка пароля на сервер ЦСОИ.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10-01А |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A18O5RAL-P4GB-DW-4 |
2 шт. |
|
Программное обеспечение |
ПК «Спрут» |
1 шт. |
|
Методика измерений |
4222-002.ММС-52156036 МИ |
1 экз. |
|
Паспорт |
4222-002.ММС-52156036 ПС |
1 экз. |
|
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений | ||
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
по МИ 3195-2018 «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
по МИ 3196-2018 «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
по МИ 3598-2018 «Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018.МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденной ФГУП ВНИИМС в 2007 г.
блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
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 портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-12);
прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «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 поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе 4222-002.ММС-52156036 МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АО «НПП «Радар ммс». Свидетельство об аттестации №7-RA.RU.311468-2019 от 12.04.2019 г., выданное ЗАО «ОВ». Аттестат аккредитации RA.RU311468 от 21.01.2016 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
Смотрите также
