|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Электромашина" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Энергетическая компания "СТИ", г.С.-Петербург |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 1 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической энергии.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую 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 в течение 3,5 лет;
обеспечение резервирования баз 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;
подготовка данных в ХML 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) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии. Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ приведен в таблице 1. В качестве связующих компонентов для соединения уровней ИИК ТИ и ИВК используется GSM/GPRS-модем ATM2-485 производства компании iRZ.
ТТ и ТН, 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 временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC (SU).
В качестве ИВК АИИС КУЭ используется комплекс программно-технический (ПТК) «Ересурс» ЕS.02 (Г.р. № 53447-13), укомплектованный сервером баз данных (СБД), каналом обмена информацией по интерфейсу ISO/IEC 8802-3 (Ethernet) и приемником сигналов GPS. На ПТК развернуты сервер сбора данных с ИИК (ССД) и сервер баз данных (СБД).
ССД осуществляет: сбор хранящихся в долговременной памяти счетчиков результатов измерений, выраженных в числе внутренних импульсов, преобразование результатов измерений в именованные величины, передачу результатов измерений в СБД. ССД, совместно с приемником сигналов GPS обеспечивает измерение времени в шкале UTC(SU) и периодическую, не реже одного раза в сутки, синхронизацию часов счетчиков.
СБД обеспечивает перемножение результатов измерений на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «Челябинское РДУ», энергосбытовую компанию по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.
ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ (СОЕВ) работает следующим образом. ССД получает шкалу времени UTC (SU) от тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», входящих в комплекс технических средств передачи эталонных сигналов частоты и времени ГСВЧ РФ. При каждом опросе счетчиков СОЕВ определяет поправку часов счетчиков. И, если поправка превышает значение ±2 с, СОЕВ обеспечивает синхронизацию часов счетчиков.Таблица 1 – Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ
| № ИК | Наименование ИК | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики электрической энергии | Тип, № Г. р. ПТК | | 1 | ПС ЗЭМ 110/10 Ввод №1 | ТФЗМ-110Б-1У1,Г. р. № 2793-71 | 0,5 | 300/5 | НКФ-110-57, Г. р. № 1188-58 | 0,5 | 110000:(3/100:(3 | ПСЧ-4ТМ.05М,Г. р. № 36355-07 | 0,5S/1 | Комплекс программно-технический «Е-ресурс» ES.02, Г. р. № 53447-13 | | 2 | ПС ЗЭМ 110/10 Ввод №2 | ТФЗМ-110Б-1У1,Г. р. № 2793-71 | 0,5 | 300/5 | НКФ-110-57, Г. р. № 1188-58 | 0,5 | 110000:(3/100:(3 | ПСЧ-4ТМ.05М,Г. р. № 36355-07 | 0,5S/1 | | 3 | РП-5 РУ-10 кВ яч №3 | ТПЛ-10,Г. р. № 1276-59 | 0,5 | 75/5 | НТМК-10,Г. р. № 355-49 | 0,5 | 10000:(3/100:(3 | ПСЧ-4ТМ.05М,Г. р. № 36355-07 | 0,5S/1 | | 4 | КТП-15 РУ-0,4 кВ ф. №1 | ТОП, мод. ТОП--0,66Г. р. № 47959-11 | 0,5 | 200/5 | Не используется | ПСЧ-4ТМ.05М, мод. ПСЧ-4ТМ.05М.04Г. р. № 36355-07 | 0,5S/1 |
Продолжение таблицы 1
| № ИК | Наименование ИК | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики электрической энергии | Тип, № Г. р. ПТК | | 5 | ЦРП-10 кВ РУ-10 кВ яч. №17 Ввод 1 | ТПЛ-10,Г. р. № 1276-59 | 0,5 | 75/5 | НТМИ-10-66,Г. р. № 831-69 | 0,5 | 10000:(3/100:(3 | ПСЧ-4ТМ.05М,Г. р. № 36355-07 | 0,5S/1 | | | 6 | ЦРП-10 кВ РУ-10 кВ яч. №26 Ввод 2 | ТПЛ-10,Г. р. № 1276-59 | 0,5 | 75/5 | НТМИ-10-66,Г. р. № 831-69 | 0,5 | 10000:(3/100:(3 | ПСЧ-4ТМ.05М,Г. р. № 36355-07 | 0,5S/1 | Комплекс программно-технический «Е-ресурс» ES.02, Г. р. № 53447-13 | | 7 | КТП-38 яч.7 Ввод №1 | ТТИ, мод. ТТИ-АГ. р. № 28139-12 | 0,5 | 150/5 | Не используется | ПСЧ-4ТМ.05М, мод. ПСЧ-4ТМ.05М.04Г. р. № 36355-07 | 0,5S/1 | | 8 | КТП-38 яч.4 Ввод №2 | Т-0,66Г. р. № 52667-13 | 0,5S | 50/5 | Не используется | ПСЧ-4ТМ.05МК, мод. ПСЧ-4ТМ.05МК.04Г. р. № 46634-11 | 0,5S/1 | | 9 | КТП-40 ф.9 | ТТИ, мод. ТТИ-40,Г. р. № 28139-12 | 0,5 | 400/5 | Не используется | ПСЧ-4ТМ.05М, мод. ПСЧ-4ТМ.05М.11Г. р. № 36355-07 | 0,5S/1 |
|
| Программное обеспечение | Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Наименование програм-много обеспечения | Идентифи-кационное наименова-ние прог-раммного обеспече-ния | Номер версии (идентификаци-онный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора | | E-ресурс | ПО «E-ресурс» ES.02 | 1.0 и выше | Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре комплекса | MD5 (RFC 1321) | | Контро-лирую-щая утилита | echeck | не присвоен | 52e65bf4a60108fdd59bac8941e1c0fd | MD5 (RFC 1321) |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - средний.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Количество измерительных каналов (ИК)9
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной и реактивной электрической энергии (δWоA) при доверительной вероятности Р=0,95приведены в таблице 3
Границы допускаемой относительной погрешности ИК в рабочих условиях применения при измерении активной (δWA) и реактивной (δWP) электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95приведены в таблице 4
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с± 5
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут30
Формирование XML-файла для передачи внешним системамавтоматическое
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных автоматическое
Глубина хранения результатов измерений в базе данных, летне менее 3,5
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИавтоматическое
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
температура окружающего воздуха для:
измерительных трансформаторов, (Сот минус 45 до 40;
для счетчиков, связующих компонентов, (Сот 0 до 40;
для оборудования ИВК, (Сот 10 до 35;
частота сети, Гцот 49,5 до 50,5;
напряжение сети питания (относительного номинального значения
Uном), % от 90 до 110;
индукция внешнего магнитного поля, мТлне более 0,5.
Допускаемые значения информативных параметров:
ток, % от Iном для ИК № 1 – 7, 9от 5 до 120;
ток, % от Iном для ИК № 8от 2 до 120;
напряжение, % от Uномот 90 до 110;
коэффициент мощности, cos ( 0,5 инд. – 1,0 - 0,5 емк.
коэффициент реактивной мощности, sin (0,5 инд. – 1,0 - 0,5 емк.
Таблица 3 ‒ Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной и реактивной энергии
| I, % от Iном | Коэффициент мощности | ИК № 1, 2, 3, 5, 6 | ИК № 4, 7, 9 | ИК № 8 | | 2 | 0,5 | - | - | - | - | ± 4,7 | ± 2,6 | | 2 | 0,8 | - | - | - | - | ± 2,6 | ± 4,0 | | 2 | 0,865 | - | - | - | - | ± 2,3 | ± 4,9 | | 2 | 1 | - | - | - | - | ± 1,8 | - | | 5 | 0,5 | ± 5,5 | ± 3,0 | ± 5,4 | ± 2,9 | ± 2,8 | ± 2,0 | | 5 | 0,8 | ± 3,0 | ± 4,6 | ± 2,9 | ± 4,5 | ± 1,7 | ± 2,7 | | 5 | 0,865 | ± 2,7 | ± 5,6 | ± 2,6 | ± 5,5 | ± 1,6 | ± 3,1 | | 5 | 1 | ± 1,8 | - | ± 1,7 | - | ± 1,0 | - | | 20 | 0,5 | ± 3,1 | ± 1,8 | ± 2,8 | ± 1,6 | ± 2,1 | ± 1,3 | | 20 | 0,8 | ± 1,7 | ± 2,6 | ± 1,5 | ± 2,4 | ± 1,1 | ± 1,8 | | 20 | 0,865 | ± 1,5 | ± 3,1 | ± 1,3 | ± 2,8 | ± 1,0 | ± 2,1 | | 20 | 1 | ± 1,2 | - | ± 1,0 | - | ± 0,8 | - | | 100, 120 | 0,5 | ± 2,4 | ± 1,5 | ± 2,1 | ± 1,3 | ± 2,1 | ± 1,3 | | 100, 120 | 0,8 | ± 1,4 | ± 2,1 | ± 1,1 | ± 1,8 | ± 1,1 | ± 1,8 | | 100, 120 | 0,865 | ± 1,2 | ± 2,4 | ± 1,0 | ± 2,1 | ± 1,0 | ± 2,1 | | 100, 120 | 1 | ± 1,0 | - | ± 0,8 | - | ± 0,8 | - |
Таблица 4 ‒ Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной энергии в рабочих условиях применения
| I, % от Iном | Коэффициент мощности | ИК № 1, 2, 3, 5, 6 | ИК № 4, 7, 9 | ИК № 8 | | 2 | 0,5 | - | - | - | - | ± 4,9 | ± 3,7 | | 2 | 0,8 | - | - | - | - | ± 3,0 | ± 4,7 | | 2 | 0,865 | - | - | - | - | ± 2,8 | ± 5,5 | | 2 | 1 | - | - | - | - | ± 2,3 | - | | 5 | 0,5 | ± 5,7 | ± 4,0 | ± 5,6 | ± 3,9 | ± 3,2 | ± 3,3 | | 5 | 0,8 | ± 3,4 | ± 5,3 | ± 3,3 | ± 5,2 | ± 2,3 | ± 3,8 | | 5 | 0,865 | ± 3,1 | ± 6,2 | ± 3,0 | ± 6,1 | ± 2,2 | ± 4,1 | | 5 | 1 | ± 2,1 | - | ± 2,0 | - | ± 1,4 | - | | 20 | 0,5 | ± 3,4 | ± 3,2 | ± 3,2 | ± 3,1 | ± 2,5 | ± 3,0 | | 20 | 0,8 | ± 2,2 | ± 3,7 | ± 2,1 | ± 3,6 | ± 1,8 | ± 3,2 | | 20 | 0,865 | ± 2,1 | ± 4,1 | ± 2,0 | ± 3,9 | ± 1,8 | ± 3,4 | | 20 | 1 | ± 1,5 | - | ± 1,4 | - | ± 1,3 | - |
Продолжение таблицы 4
| I, % от Iном | Коэффициент мощности | ИК № 1, 2, 3, 5, 6 | ИК № 4, 7, 9 | ИК № 8 | | 100, 120 | 0,5 | ± 2,8 | ± 3,1 | ± 2,5 | ± 3,0 | ± 2,5 | ± 3,0 | | 100, 120 | 0,8 | ± 2,0 | ± 3,4 | ± 1,8 | ± 3,2 | ± 1,8 | ± 3,2 | | 100, 120 | 0,865 | ± 1,9 | ± 3,6 | ± 1,8 | ± 3,4 | ± 1,8 | ± 3,4 | | 100, 120 | 1 | ± 1,4 | - | ± 1,3 | - | ± 1,3 | - |
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип, обозначение | Кол-во, шт. | | Трансформаторы тока измерительные | ТФЗМ-110Б-1У1 | 4 | | Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 6 | | Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 3 | | Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ | 6 | | Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 | | Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 6 | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 2 | | Трансформаторы напряжения | НТМК-10 | 1 | | Комплекс программно-технический | Е-ресурс ЕS.02 | 1 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 8 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 1 | | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Формуляр | АИИС.0315/010215-ТРП-АЭ.ФО | 1 | | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Методика поверки | МП-044-30007-2015 | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП-044-30007-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в мае 2015 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Госреестр № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Госреестр № 20085-11), клещи токовые АТК-2001 (Госреестр № 43841-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05), переносной компьютер с доступом в интернет.
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ и согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в ноябре 2007 г.
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 и утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в марте 2011 г.
комплекс программно-технический Е-ресурс ЕS.02 в соответствии с документом 009-30007-2013 «Комплексы программно-технические «Ересурс» ES.02. Методика поверки», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» в январе 2013 г.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина»
ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Энергетическая компания «СТИ».
Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Троицкий пр., д.12 лит. А, пом. 4 «Н», тел. (812) 337-50-76; ИНН 7810786145;
e-mail: energoresource@sti.spb.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»).
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4., тел. (383) 210-08-14,
факс (383) 210-1360, E-mail: director@sniim.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
| |
