Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС "Нижнеудинская" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС "Нижнеудинская" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 61403-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 2. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО управляющая компания "РусЭнергоМир", г.Новосибирск.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС "Нижнеудинская" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС "Нижнеудинская" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Номер в госреестре
61403-15
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС "Нижнеудинская"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО управляющая компания "РусЭнергоМир", г.Новосибирск
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 2
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
ОписаниеАИИС КУЭ выполняет следующие функции: выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции; периодический и 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; 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; передача результатов измерений 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 (коррекция времени). АИИС КУЭ включает три уровня: 1-й уровень – информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ); 2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ); 3-ий уровень – измерительно-вычислительный комплекс (ИВК). ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии. 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 импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU). ИВКЭ АИИС обеспечивает сбор результатов измерений, хранящихся в памяти счетчиков электрической энергии, хранение результатов измерений, передачу результатов измерений на уровень ИВК, синхронизацию шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени UTC. ИВКЭ включает в себя контроллер сетевой индустриальный типа СИКОН С70 (Г.р. № 28822-05), выполняющий функции устройства сбора и передачи данных (УСПД), и устройство синхронизации времени типа УСВ-3 (Г.р. № 51644-12). ИВК АИИС осуществляет сбор результатов измерений, хранящихся в базе данных УСПД, хранение результатов измерений, математическую обработку результатов измерений, ведение журналов событий, передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ПАК ОАО «АТС» и смежным субъектам по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, результаты измерений защищены электронной цифровой подписью. ИВК состоит из связующих компонентов и серверного оборудования. В ИВК используется программное обеспечение системы автоматизированной информационно-измерительной «Энергосфера» (Г.р. № 54813-13). Уровни ИИК ТИ и ИВКЭ соединены между собой посредством шины интерфейса RS-485. Уровни ИВКЭ и ИВК соединены между собой основным и резервным каналами связи. В качестве основного канала связи использована транспортная сеть ОАО «Связьтранснефть», в качестве резервного канала использованы средства спутниковой связи. Система обеспечения единого времени работает следующим образом. Устройство синхронизации времени в составе ИВКЭ обеспечивает прием и обработки сигналов глобальной спутниковой навигационной системы, формируя шкалу времени UTC. УСПД в составе ИВКЭ обеспечивает синхронизацию собственных часов с часами устройства синхронизации времени. УСПД обеспечивает формирование команды синхронизации часов счетчиков в составе ИИК ТИ с собственными часами ежесуточно. Таблица 1 – Перечень измерительных каналов (ИК) и их состав
№ ИКНаименование Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИТип и модификация (при наличии)
31ЗРУ 6 кВ, Ввод №1ТТКТ 0,2S, Ктт = 2000/5, Г.р. № 51623-12АТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
24ЗРУ 6 кВ, Ввод №2ТТКТ 0,2S, Ктт = 2000/5, Г.р. № 51623-12АТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
Продолжение таблицы 1
№ ИКНаименование Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИТип и модификация (при наличии)
23ЗРУ 6 кВ, Ввод №3ТТКТ 0,2S, Ктт = 2000/5, Г.р. № 51623-12АТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
17ЗРУ 6 кВ, Ввод №4ТТКТ 0,2S, Ктт = 2000/5, Г.р. № 51623-12АТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
61КРУ 6 кВ, Жил. поселокТТКТ 0,5S, Ктт = 100/5, Г.р. № 25433-03АТЛО-10
Программное обеспечениеВ АИИС используется программное обеспечение комплекса технических средств «Энергосфера». Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2. Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование программного обеспеченияpso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения1.1.1.1
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.
Метрологические и технические характеристики Количество измерительных каналов (ИК)5 Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК и границы допускаемой относительной погрешности ИК в рабочих условиях применения при измерении активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95приведены в таблице 3 Предел 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 не менее, лет3,5 Ведение журналов событий ИИК ТИ, ИВКЭ и ИВКавтоматическое 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 Iномот 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 относительной погрешности ИК при измерении активной (δWA) и реактивной (δWP) электрической энергии в рабочих условиях применения и границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии (δWоA) для значений тока 2, 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,87 и 1
I, % от IномКоэффициент мощностиИК 17, 23, 24, 31ИК 61
20,52,22,12,14,82,84,8
20,81,52,51,32,64,42,6
20,871,42,71,32,35,42,2
211,3-1,01,7-1,6
Продолжение таблицы 3 I, % от Iном Коэффициент мощности ИК 17, 23, 24, 31 ИК 61 ±δWA, % ±δWP, % ±δWоA, % ±δWA, % ±δWP, % ±δWоA, % 5 0,8 1,3 2,2 1,1 1,7 2,7 1,7 5 0,87 1,2 2,4 1,0 1,6 3,3 1,5 5 1 0,9 - 0,8 1,1 - 1,1 20 0,5 1,7 1,8 1,5 2,2 1,4 2,2 20 0,8 1,2 2,0 0,9 1,3 2,0 1,2 20 0,87 1,1 2,1 0,8 1,2 2,3 1,1 20 1 0,9 - 0,7 0,9 - 0,8 100, 120 0,5 1,7 1,8 1,5 2,2 1,3 2,2 100, 120 0,8 1,2 2,0 0,9 1,3 1,9 1,2 100, 120 0,87 1,1 2,1 0,8 1,2 2,3 1,1 100, 120 1 0,9 - 0,7 0,9 - 0,8
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4. Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ Наименование Тип, модификация Кол-во, шт. Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21 12 Трансформаторы тока ТЛО-10 3 Трансформаторы напряжения заземляемые ЗНОЛ: ЗНОЛП-6 12 Трансформаторы напряжения измерительные ЗНОЛ.06: ЗНОЛ.06-6 3 Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М 4 Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 1 Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 1 Устройство синхронизации времени УСВ-3 1 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская». Формуляр Г.0.0000.14026-ВСМН/ГТП-00.000-ФО 1 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская». Методика поверки МП-043-30007-2015 1
Поверкаосуществляется по документу МП-043-30007-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в апреле 2015 г. Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов не более ± 10 мкс). Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке: измерительные трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217; измерительные трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216; счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.; счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.; контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 – в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 220.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 17 января 2005 г.; устройство синхронизации времени УСВ-3 – в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 240.00.000МП, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» 10 августа 2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская» ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью Управляющая компания «РусЭнергоМир» (ООО УК «РусЭнергоМир»). Адрес: 630096, Новосибирская область, Новосибирск, ул. Станционная д. 46б, офис № 22, ИНН 5404338740, тел. (383) 349-81-00, e-mail: info@rusenergomir.ru.
Испытательный центрФедеральное 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) 210-13-60. E-mail: director@sniim.ru Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.