ГРСИ 47788-11: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ЗАО "Новомосковский завод керамических материалов-Центргаз"-АИИС КУЭ ЗАО "НЗКМ-Центргаз" Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
47789-11

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ЗАО "Новомосковский завод керамических материалов-Центргаз"-АИИС КУЭ ЗАО "НЗКМ-Центргаз" Нет данных, ГРСИ 47788-11

Смотреть ГРСИ
47788-13

Номер госреестра:

47788-11

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Роспроект-Инжиниринг", г.Ярославль

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 1

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Лист № 1

Всего листов 9

Приложение к свидетельству № 43888

об утверждении типа средств измерений

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электрической энергии (мощности) ЗАО «Новомосковский завод керамических

материалов-Центргаз» – АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии (мощности) ЗАО «Новомосковский завод керамических материалов-

Центргаз» – АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» предназначена для измерений активной и ре-

активной электрической энергии и мощности, времени.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» представляет собой трехуровневую систему с цен-

трализованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений активной и

реактивной электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» решает следующие задачи:

– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-

трической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной

мощности;

– периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

календарному времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значени-

ях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о со-

стоянии средств измерений;

– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз

данных) и от несанкционированного доступа;

– передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» и ав-

томатизированные рабочие места (АРМы);

– подготовка результатов измерений в ХML формате для их передачи по электронной

почте внешним организациям;

– предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии

средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,

паролей и т.п.);

– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных

средств АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз»;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз»;

– ведение времени в АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» (коррекция времени).

Структурная схема АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» приведена на рис. 1.

Лист № 2

Всего листов 9

Рис. 1 Структурная схема АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз»

Лист № 3

Всего листов 9

АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» включает в себя следующие уровни.

Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя

измерительные трансформаторы напряжения и тока, счётчики активной и реактивной электри-

ческой энергии и мощности по каждому присоединению (измерительному каналу).

На структурной схеме ИИК, относящиеся к данной АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» обо-

значены: Ввод1 110кВ; Ввод2 110кВ, Резервн. ТСН; Ф.129; Ф.118; ИИК в шкафе учета «Кера-

мический переулок».

Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки

(ИВКЭ) включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000Т

(№17049-09 в Государственном реестре средств измерений) с устройством синхронизации сис-

темного времени; рабочие станции (АРМ); технические средства организации каналов связи как

компонентов ИВКЭ между собой, так и УСПД с ИИК.

Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя

сервер; устройство синхронизации системного времени (УССВ-16HVS); технические средства

организации каналов связи. В АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» имеются каналы связи меж-

ду сервером и УСПД и каналы связи между сервером и внешними субъектами, в качестве кото-

рых могут быть, например, ИАСУ КУ КО, Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и При-

волжья», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Оренбургское РДУ.

Основной канал связи между сервером и УСПД – канал через Интернет, резервный –

канал через оператора сотовой связи. Канал связи между сервером и внешними субъектами –

канал через Интернет.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях АИИС

КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» и выполняет законченную функцию измерений времени и интер-

валов времени. В УССВ в качестве задатчиков точного времени используются приемники, син-

хронизирующие свое время от сигналов GPS. В АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» имеются

два УССВ – один синхронизирует сервер, второй синхронизирует УСПД. Синхронизация вре-

мени счетчиков осуществляется УСПД не чаще одного раза в сутки по тем же каналам что и

обмен данными при расхождении времени счетчика и УСПД более 1-й секунды. Проверка рас-

хождения осуществляется в каждом сеансе связи УСПД со счетчиком, не реже 1 раза за 30 мин.

Аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (транс-

форматоров тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики элек-

трической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифро-

вой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерений в счетчиках

электрической энергии осуществляется микроконтроллером, который реализует алгоритмы в

соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память.

Результаты преобразований приращений электрической энергии, присутствующей на

входе счетчика, по цифровым каналам связи со счетчиков электрической энергии по запросу

передаются в форме профиля мощности в УСПД, который производит преобразование этих

данных с целью приведения их значений к точкам измерений и формирует архив. Сервер по за-

просу считывает данные из архива УСПД и производит расчет учетных показателей в точках

поставки электрической энергии и формирует архив.

На уровне ИИК и ИВКЭ для защиты информации от несанкционированного доступа

применяются следующие меры:

– пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и на-

пряжения;

– пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;

– пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу

RS-485;

– пломбирование корпуса УСПД при его поверке;

– пломбирование клеммных сборок УСПД после выполнения монтажных работ;

– программная защита в УСПД в виде системы паролей, запрещающая изменение на-

строек конфигурации УСПД;

Лист № 4

Всего листов 9

– ведение внутреннего журнала событий УСПД с регистрацией всех событий с измене-

нием настроечных параметров УСПД.

На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих меро-

приятий:

– ограничение доступа к cерверу АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз»;

– установление учетных записей пользователей и паролей доступа к cерверу АИИС

КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз»;

– регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и

мощности;

– защита операционной системы cервера АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» обеспе-

чивается средствами операционной системы.

Защита баз данных осуществляется средствами установленной системы управления ба-

зами данных.

Данные измерений в ИАСУ КУ ОАО "АТС" от ЗАО «НЗКМ-Центргаз» передаются в

виде документа, подлинность которого подтверждается элетронной цифровой подписью (ЭЦП),

устанавливаемой на документ в ОАО «Межрегионэнергосбыт».

В составе АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» обеспечена сохранность информации

при авариях. Под авариями следует понимать потери питания и отказы (потери работоспособ-

ности) технических и программно-технических средств.

Программное обеспечение

Программное обеспечение АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» состоит из следующих

частей:

1) программное обеспечение «Конфигуратор» для микропроцессорных счетчиков –

уровень ИИК;

2) прикладное программное обеспечение «Энергосфера», производства компании

«Прософт-Системы» г. Екатеринбург;

3) системное программное обеспечение АРМ и сервера АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-

Центргаз».

Системное программное обеспечение включает операционную систему Windows 2003

Serv, установленную на сервере АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз»; Windows ХР или Windows

7 на компьютерах АРМ; редакторы и программы обработки текстовой информации, сервисные

программы, а также базовое сетевое программное обеспечение, позволяющее функционировать

вычислительному комплексу АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» в составе локальной вычис-

лительной сети объекта (уровня ИВК). В качестве программного обеспечения систем управле-

ния базами данных используется СУБД SQL 2005.

Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспе-

чения приведены в таблице 1.

Номер версии

(идентификаци-

онный номер)

программного

Таблица 1 – Идентификационные данные

Алгоритм вы-

Идентификацион-Цифровой идентификатор числения цифро-

Наименование ное наименование программного обеспечения вого идентифи-

программы программного (контрольная сумма испол- катора про-

обеспечения

няемого кода)граммного обес-

печения

Сервер Опроса Сервер Опроса6.4.55.163555887da6f2455bdbabc088953MD5

(файл PSO.exe) a632d6c

Центр импор- Центр импорта/6.4.98.2457ee616a186e4deaea13201c72eeMD5

та/экспортаэкспорта c16542

(файл expimp.exe)

Лист № 5

Всего листов 9

Влияние программного обеспечения на суммарную относительную погрешность изме-

рений ИК отсутствует.

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-

ний соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены

в таблице 2.

Номинальная функция преобразования измерительных каналов, образованных совме-

стным действием (преобразованием) ИИК, УСПД и сервера ИВК, равна при измерении:

– электрической энергии

(

)

ТН

ТТ

– электрической мощности

(

)

ТН

ТТ

Вид электри-

ческой энер-

гии

Погреш-

ность, %

где: N – число импульсов в регистре профиля мощности электросчетчика, имп;

А – постоянная электросчетчика, имп/кВт∙ч (квар∙ч);

тн

– коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);

тт

– коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ);

Вид

– время интегрирования, мин.

Таблица 2

Канал измеренийСредство измерений

Классточности,

Номер НаименованиеКоэффициент

ИКприсоединения

трансформации,

№ГосреестраСИ

Фаза

Обозначение

36422-06

CТФЗМ 110Б

14205-94

CНКФ-110-57

110 кВ ВЛ

чик36697-08

123456

КлТ=0,5 A ТФЗМ 110Б

ПС 110/10/6 кВ

ТТКтт=600/5

BТФЗМ 110Б

«Керамик»;

КлТ=0,5A НКФ-110-57

«Новомосковск-

ТН

Ктн=110000/100 BНКФ-110-57

Керамик»

Счет- КлТ=0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,4;

1.р.о

= ± 3,8;

2.р.о

= ± 2,1;

1.а.р

= ± 2,9;

2.а.р

= ± 2,0;

1.р.р

= ± 5,0;

2.р.р

= ± 3,8.

36422-06

ТФЗМ 110Б

ТН

110 кВ ВЛ

«Керамик-

Угольная»

СЭТ-4ТМ.03М

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,4;

1.р.о

= ± 3,8;

2.р.о

= ± 2,1;

1.а.р

= ± 2,9;

2.а.р

= ± 2,0;

1.р.р

= ± 5,0;

2.р.р

= ± 3,8.

ТН

чик

36355-07

КлТ=0,5AТФЗМ 110Б

ПС 110/10/6 кВ

ТТКтт=600/5BТФЗМ 110Б

«Керамик»;

КлТ=0,5AНКФ-110-57

2 Ктн=110000/100 BНКФ-110-57

14205-94

CНКФ-110-57

Счет- КлТ=0,5S/1,0

чик36697-08

КлТ=0,5AТ-0,66 У3

ТТКтт=150/5BТ-0,66 У3

ПС 110/10/6 кВ

17551-06

CТ-0,66 У3

«Керамик»; A

3 0,4 кВ ТСН-3

– B –

резерв

Счет- КлТ=0,5S/1,0

ПСЧ – 4ТМ.05М

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,4;

2.а.о

= ± 1,2;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,8;

1.а.р

= ± 2,8;

2.а.р

= ± 1,8;

1.р.р

= ± 4,9;

2.р.р

= ± 3,7.

Лист № 6

Всего листов 9

ПСЧ – 4ТМ.05М

9143-06

КлТ=0,5

16687-97

A ТЛК-10-5 У3

B–

C ТЛК-10-5 У3

BНАМИТ-10

ф. 129;

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,4;

1.р.о

= ± 3,8;

2.р.о

= ± 2,1;

1.а.р

= ± 2,9;

2.а.р

= ± 2,0;

1.р.р

= ± 5,0;

2.р.р

= ± 3,8.

9143-06

КлТ=0,5

16687-97

A ТЛК-10-5 У3

B–

C ТЛК-10-5 У3

BНАМИТ-10

ф. 218;

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,5;

2.а.о

= ± 1,4;

1.р.о

= ± 3,8;

2.р.о

= ± 2,1;

1.а.р

= ± 2,9;

2.а.р

= ± 2,0;

1.р.р

= ± 5,0;

2.р.р

= ± 3,8.

32501-08

ТН–

АТТЭ-А

ВТТЭ-А

СТТЭ-А

B–

Продолжение таблицы 2

1234

КлТ=0,5

ПС 110/10/6 кВ

ТТКтт=150/5

«Керамик»;

яч.

ТН

Ктн=10000/100

ООО «Трансгаз»

Счет- КлТ=0,5S/1,0

чик 36355-07

КлТ=0,5

ПС 110/10/6 кВ

ТТКтт=150/5

«Керамик»;

яч.

ТН

=10000/100

ООО «Трансгаз»

Счет- КлТ=0,5S/1,0

чик 36355-07

КлТ=0,5

ЗАО «НЗКМ-

ТТКтт=100/5

Центргаз»;

60,4 кВ

ООО «Промэнер-

госбыт»

Счет- КлТ=0,5S/1,0

чик36355-07

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная

1.а.о

= ± 2,4;

2.а.о

= ± 1,2;

1.р.о

= ± 3,7;

2.р.о

= ± 1,8;

1.а.р

= ± 3,2;

2.а.р

= ± 2,4;

1.р.р

= ± 5,6;

2.р.р

= ± 4,6.

В таблице 2 в качестве погрешности (столбец 8) приведены границы допускаемой от-

носительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих усло-

виях:

1.а.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-

ской энергии при I = 0,1·I

ном

для cosφ = 0,8;

2.а.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-

ской энергии при I = I

ном

для cosφ = 0,8;

1.р.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-

ской энергии при I = 0,1·I

ном

для sinφ = 0,6;

2.р.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-

ской энергии при I = I

ном

для sinφ = 0,6;

1.а.р

– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии

в рабочих условиях применения при I = 0,1·I

ном

для cosφ = 0,8;

2.а.р

– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии

в рабочих условиях применения при I = I

ном

для cosφ = 0,8;

1.р.р

– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-

гии при в рабочих условиях применения I = 0,1·I

ном

для sinφ = 0,6;

2.р.р

– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-

гии в рабочих условиях применения при I = I

ном

для sinφ = 0,6;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.

Нормальные условия применения:

– температура окружающего воздуха, °С

– относительная влажность воздуха, %

– атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.)

– напряжение питающей сети переменного тока, В

21 … 25;

30 … 80;

84 … 106;

215,6 … 224,4;

– частота питающей сети переменного тока, Гц

– индукция внешнего магнитного поля, мТл не более

Лист № 7

Всего листов 9

49,85 … 50,15;

0,05.

198 … 242

49 … 51

[–10]…40

[–30]…40

5…40

[–20]…40

Рабочие условия применения:

– напряжение питающей сети переменного тока, В

– частота питающей сети, Гц

– температура (для ТН и ТТ), °С:

каналы №№ 3, 4, 5

каналы №№ 1, 2, 6

– температура (для счетчиков), °С:

каналы №№ 1–5

канал №6

– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего

и вспомогательного оборудования), °С

– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл

10…40

0 … 0,5

4260 ч

12 лет

Среднее время наработки на отказ

Средний срок службы

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место на-

несения – вверху, справа) эксплуатационной документации АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-

Центргаз».

Комплектность средства измерений

В комплект АИИС КУЭ ЗАО «НЗКМ-Центргаз» входят технические средства и доку-

ментация, представленные в таблицах 3 и 4 соответственно.

Таблица 3 – Технические средства

№НаименованиеОбозначениеКол-во

1 Трансформатор тока

2 Трансформатор тока

3 Трансформатор тока

4 Трансформатор тока

7 Трансформатор напряжения

8 Трансформатор напряжения

9 Счётчик электрической энергии

ТФЗМ 110Б6

Т-0,66 У33

ТЛК-10-5 У34

ТТЭ-А3

НКФ-110-576

НАМИТ-102

СЭТ-4ТМ.03М2

ПСЧ-4ТМ.05М4

ЭКОМ-3000Т1

УССВ-16HVS1

10 Счётчик электрической энергии

11 Устройство сбора и передачи данных

12 Устройство синхронизации системного времени

ИВК

13 Модем для выделенной линии

14 GSM-модем

15 АРМ

16 Сервер ИВК

17 Источник бесперебойного питания

18 Источник питания

19 Блок питания 220/24 В

AnCom STF/D5030i/105 2

AnCom RM/D143/000 3

Hewlett-Packard Proliant DL3801

IPPON Back Comfo Pro 6001

TEP-PS/1FC/24DC/2.51

БП60Б-Д4-241

Лист № 8

Всего листов 9

№

Кол-во

Таблица 4 – Документация

Наименование