|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "РЭМЗ" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Ростовналадка", г.Ростов-на-Дону |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 040 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РЭМЗ» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему, которая состоит из измерительно-информационных комплексов (ИИК), информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и системы обеспечения единого времени (СОЕВ).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);
– ведение журналов событий ИИК и ИВК;
– контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ журнала событий ИИК;
– формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
– передача в организации – участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);
– предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников ОРЭ (1 раз в сутки);
– организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
– синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИИК и ИВК с помощью СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не более ± 5 с;
– автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-технических средств АИИС КУЭ;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1 – Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименованиеобъекта | Состав и характеристики СИ, входящих в состав ИК(тип, коэффициент, класс точности, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ) | | ПГВ 220/35 кВ «Печная»Ввод Т1 220 кВ | ТФМ-220
600/5
КТ 0,2
№22741-02 | НАМИ-220 УХЛ1
220000/√3/100/√3
КТ 0,2
№20344-05 | СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
№27524-04 | HP Proliant DL360R05
Устройство синхронизации времениУСВ-1,
№28716-05 |
Продолжение таблицы 1
| Номер ИК | Наименованиеобъекта | Состав и характеристики СИ, входящих в состав ИК(тип, коэффициент, класс точности, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ) | | ПГВ 110/10/10 кВЗаводскаяВвод Т2 110 кВ | ТФМ-110
600/5
КТ 0,5S
№16023-97 | НКФ-110-57
110000/√3/100/√3
КТ 0,5
№14205-05 | СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
№27524-04 | HP Proliant DL360R05
Устройство синхронизации времениУСВ-1,
№28716-05 | | ПГВ 110/10/10 кВ ЗаводскаяВвод Т1 110 кВ | ТФМ-110
600/5
КТ 0,5S
№16023-97 | НКФ-110-57
110000/√3/100/√3
КТ 0,5
№14205-05 | СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
№27524-04 | | РП 10/0,4 кВ ККСВвод 1 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ
300/5
КТ 0,5S
№51623-12 | НАМИТ-10-2 УХЛ2
10000/100
КТ 0,5
№16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0
№36697-12 | | ПГВ 110/10/10 кВЗаводская РУ-10 кВ 3 СШ яч. 29 | ТОЛ-СЭЩ
200/5
КТ 0,5S
№51623-12 | НАМИ-10-95 УХЛ2
10000/100
КТ 0,5
№20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0
№36697-12 |
Принцип действия: первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки.
Результаты измерений активной и реактивной электрической энергии, а также журналы событий со счётчиков по каналам связи передаются на второй уровень - ИВК (сервер АИИС КУЭ), который осуществляет сбор, обработку, хранение полученных данных и их последующую отправку с использованием средств электронно-цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), предусматривающей поддержание единого времени счетчиков и ИВК (севера АИИС КУЭ) со шкалой координированного времени UTC, что обеспечивается устройством синхронизации времени УСВ-1 на базе GPS-приемника.
УСВ-1 осуществляет коррекцию времени сервера АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени УСВ-1 и сервера АИИС КУЭ более чем на ±1 с. Синхронизация времени УСВ-1 и сервера выполняется 1 раз в час.
Корректировка хода внутренних часов счетчиков на подстанциях осуществляется во время сеанса связи от сервера АИИС КУЭ. Ход внутренних часов счетчиков синхронизируется с временем сервера АИИС КУЭ не реже 1 раза в сутки при обнаружении рассогласования времени счетчика и сервера АИИС КУЭ более чем на ±1 с. Коррекция выполняется принудительно со стороны сервера.
Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнале событий на каждом из вышеперечисленных уровней. |
| Программное обеспечение | Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– обработка результатов измерений;
– автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Драйвер чтения данных из файла ameta.exe | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | 3.29.2.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 97c2c406ee1ba1478ec9543296504496 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | – | | Примечание – Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО – MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3-4.
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
| Номер ИК | Границы допускаемой относительной погрешностипри вероятности 0,95, % | | 1 | ±0,5 | ±0,9 | ±1,1 | ±2,2 | | 2, 3 | ±0,9 | ±2,2 | ±1,9 | ±5,5 | | 4, 5 | ±1,0 | ±2,3 | ±2,5 | ±5,7 |
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
| Номер ИК | Границы допускаемой относительной погрешностипри вероятности 0,95, % | | 1 | ±0,7 | ±1,0 | ±1,5 | ±2,5 | | 2, 3 | ±1,0 | ±2,2 | ±2,5 | ±6,0 | | 4, 5 | ±1,4 | ±2,4 | ±3,9 | ±6,5 |
Нормальные условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН
– параметры сети:
напряжение от 0,98(Uном до 1,02(Uном, где Uн – номинальное значение напряжения;
ток от Iном до 1,2(Iном, где Iном – номинальное значение тока;
частота от 49,5 до 50,5 Гц;
– температура окружающего воздуха от минус 40 до 70°С;
б) для счетчиков электрической энергии:
− параметры сети:
напряжение от 215,6 до 224,4 В;
частота от 49,5 до 50,5 Гц;
– температура окружающего воздуха от 21 до 25°С;
– относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
– атмосферное давление от 96 до 104 кПа.
Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
− параметры сети:
напряжение от 0,9·Uн до 1,1·Uн;
ток от 0,02(Iном до 1,2(Iном;
частота от 49,5 до 50,5 Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 15 до 35°С;
б) для счетчиков электрической энергии:
− параметры сети:
напряжение от 198 до 242 В;
частота от 49,5 до 50,5 Гц;
магнитная индукция внешнего происхождения до 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха от 15 до 35°С.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
– счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 – средняя наработка до отказа – 90 000 ч; средний срок службы 30 лет;
– счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01 – средняя наработка до отказа – 165 000 ч; средний срок службы 30 лет;
– трансформаторы тока ТФМ-220 – средняя наработка до отказа 300 000 ч;
– трансформаторы тока ТФМ-110 – средняя наработка до отказа 300 000 ч;
– трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ – средняя наработка до отказа 400 000 ч; средний срок службы – 25 лет;
– трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1 – средняя наработка до отказа 8 800 000 ч, средний срок службы 30 лет;
– трансформаторы напряжения НКФ-110-57У1 – средняя наработка до отказа 4 000 000 ч, средний срок службы 25 лет;
– трансформаторы напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 – средняя наработка до отказа 400 000 ч, средний срок службы 30 лет;
– трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 – средняя наработка до отказа 4 400 000 ч, средний срок службы 25 лет;
– ИВК – средняя наработка до отказа не менее 256 554 ч.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
– для счетчиков 2 ч;
– для сервера 0,4 ч;
Глубина хранения информации:
– счетчики электроэнергии типа – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – не менее 35 суток;
– ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений – не менее 3,5 лет. |
| Комплектность | В комплект АИИС КУЭ ООО «РЭМЗ» входят технические средства и документация, представленные в таблицах 5 и 6 соответственно.
Таблица 5 – Технические средства
| Наименование | Кол-во шт. | | Устройство синхронизации времени типа УСВ-1* | 1 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 | 3 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 | | Трансформаторы тока ТФМ-220 | 3 | | Трансформаторы тока ТФМ-110 | 6 | | Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ | 5 | | Трансформатор напряжения НАМИ-220 УХЛ1 | 3 | | Трансформаторы напряжения НКФ-110-57 У1 | 6 | | Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 | | Трансформаторы напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 1 | | Коробка испытательная КИ У3 | 5 | | Кулачковый переключатель 4G10-69-PK-S6-R014 | 2 | | Выключатель автоматический АП50Б 3МТ У3 | 4 |
Продолжение таблицы 1
| Наименование | Кол-во шт. | | Выключатель автоматический ВА47-29-2Р Iном = 10 А | 1 | | Выключатель автоматический ВА47-29-2Р Iном = 6 А | 1 | | Выключатель автоматический ВА47-29-2Р Iном = 2 А | 1 | | Выключатель автоматический ВА47-29-1Р Iном = 1 А | 1 | | Автоматический выключатель ВА-47-С6 | 1 | | GSM-модем AnCom RM/S | 1 | | Антенна для GSM-модема Antey 902 | 1 | | Устройство для защиты от импульсных перенапряжений DTR 2/6 | 2 | | Догрузочные резисторы для трансформаторов напряженияМР3021-Н-100/v3В-80ВА | 3 | | Догрузочные резисторы для трансформаторов напряженияМР3021-Н-100/v3В-50ВА | 3 | | Преобразователь интерфейсов RS232/RS485 Transio A53 | 2 | | Мультиплексор Alcatel Main Street 3630* | 2 | | Оптический линейный терминал ОЛТ 2х16* | 2 | | Оптический кросс ШКОС-С* | 2 | | Сервер HP Proliant DL360R05 5110 (1U)* | 2 | | Источник бесперебойного питания APC Smart - UPS 1500 VA* | 1 | | GSM-модем Siemens MC-35 Terminal* | 1 | | Коммутатор 3 Com SuperStack* | 1 | | Программное обеспечение | | ПО Windows ХР* | 1 | | Программное обеспечение AC_PE_10* | 1 | | Примечание:
* Технические и программные средства уровня ИВК и СОЕВ, входящие также в состав существующей АИИС КУЭ ООО «Ростовский электрометаллургический заводъ» (Регистрационный номер 38430-08) |
Таблица 6 – Документация
| Наименование | Кол-во шт. | | Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии (мощности) ООО «Ростовский электрометаллургический заводъ». Техническое задание. РКПН.422231.093.00.ТЗ | 1 | | Модернизация автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РЭМЗ». Техническое задание. РКПН.422231.220.00-ТЗ | 1 | | Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии (мощности) ООО «Ростовский электрометаллургический заводъ». Технорабочий проект. | 1 | | Модернизация автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РЭМЗ». Технорабочий проект. РКПН.422231.220.00 | 1 | | Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «РЭМЗ». Инструкция по эксплуатации. РКПН.422231.220.00.ИЭ | 1 | | Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «РЭМЗ». Паспорт-формуляр. РКПН.422231.220.00.ФО | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 58593-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РЭМЗ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» в августе 2014 г.
Рекомендуемые средства поверки:
– мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1º. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с. | | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РЭМЗ»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
– при осуществлении торговли. |
| Заявитель | ООО «Ростовналадка»
Адрес: 344103, г. Ростов-на-Дону, пер. Араратский, 21
Тел. (863) 295-99-55
Факс: (863) 300-90-33 |
| Испытательный центр | ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20; www.penzacsm.ru
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail: pcsm@sura.ru
Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрированв Государственном реестре средств измерений под № 30033-10.
| |
