Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Северсталь" (ЗАО "ИТЗ")
| Номер в ГРСИ РФ: | 51665-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва |
| 51665-12: Описание типа СИ | Скачать | 202.4 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 51665-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Северсталь" (ЗАО "ИТЗ") |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Примечание | 24.06.2013 Внесены изменения в описание типа |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 609 п. 01 от 24.06.2013Приказ 916 п. 02 от 01.11.2012 |
Производитель / Заявитель
ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1372/446-2012 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 88 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 88 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 51665-12: Описание типа СИ | Скачать | 202.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северсталь» (ЗАО «ИТЗ») (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения 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 результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений организациям-участникам ОРЭМ;
- 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 настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают два уровня:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), в том числе трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями, трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями, многофункциональные счётчики электроэнергии, технические средства приема-передачи данных;
- 2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), в том числе сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «Северсталь» (далее по тексту - сервер), автоматизированные рабочие места операторов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение. В качестве сервера используется промышленный компьютер IBM System x3650.
Первичные токаи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов
трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер автоматически в заданные интервалы времени (один раз в тридцать минут) производит считывание из счетчиков, входящих в состав АИИС КУЭ, данных профилей нагрузки и записей журналов событий. После поступления на сервер АИИС КУЭ считанной информации с помощью внутренних сервисов ПО «Энергосфера» данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и записываются в энергонезависимую память сервера (заносятся в базу данных).
Прием запросов и передача данных со счетчиков производится по линиям связи интерфейса RS-485, локальной вычислительной сети стандарта Ethernet (протокол TCP/IP) и сотовой связи стандарта GSM 900/1800 МГц.
Посредством АРМ операторов АИИС КУЭ при помощи ПО «Энергосфера» осуществляется обработка информации и последующая передача информации КО ОРЭМ и энергосбытовой организации в виде электронного файла формата XML. Передача информации в региональное подразделение СО и смежным субъектам ОРЭМ осуществляется с сервера в автоматическом режиме.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала времени UTC(SU). Шкала времени UTC(SU) передается от Государственного первичного эталона единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012 серверу АИИС КУЭ. В качестве средства передачи используется входящий в состав эталона ГЭТ 1-2012 NTP-сервер.
Синхронизация шкалы времени часов сервера АИИС КУЭ со шкалой времени UTC(SU) осуществляется один раз в час безусловно.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в тридцать минут, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и сервера на величину более чем ±2 с.
Перечень ИК и их состав приведен в таблице 1
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов и их состав
|
№ ИК |
Наименование |
Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ |
Фаза, тип СИ, модификация | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 | ||
|
1 |
ПС-552 (110/10/10 кВ) ОРУ-110 кВ (токопровод Т-1) (472070093107101) |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 15855-96; Ктт=200/5 |
А |
IMB 123 |
|
В |
IMB 123 | ||||
|
С |
IMB 123 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 15852-96; Г.р.№ 15853-96; Ктн=(110000:^3)/(100:^3) |
А |
CPA 123 | ||
|
В |
CPA 123 | ||||
|
С |
СРВ 123 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 16666-97 |
EA02RAL-B-4 | |||
|
2 |
ПС-552 (110/10/10 кВ) ОРУ-110 кВ (токопровод Т-2) (472070093107201) |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 15855-96; Ктт=200/5 |
А |
IMB 123 |
|
В |
IMB 123 | ||||
|
С |
IMB 123 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 15852-96; Г.р.№ 15853-96; Ктн=(110000:^3)/(100:^3) |
А |
СРВ 123 | ||
|
В |
CPA 123 | ||||
|
С |
CPA 123 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 16666-97 |
EA02RAL-B-4 | |||
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 | ||
|
3 |
ПС-552 (110/10/10 кВ) ЗРУ-10 кВ фидер 103 (472070093213101) |
ТТ |
КТ 0,5S; Г.р. № 17085-98; Ктт=1000/5 |
А |
TPU 4 |
|
В |
TPU 4 | ||||
|
С |
TPU 4 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 17083-98; Ктн=(10000:^3)/(100:^3) |
А |
TJP4 | ||
|
В |
TJP4 | ||||
|
С |
TJP4 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г.р. № 31857-06 |
A1805 |
RAL-P4GB-DW-4 | ||
|
4 |
ПС-552 (110/10/10 кВ) ОПУ ЗРУ-110 кВ яч. BB4N ввод ТСН-1 (472070093213801) |
ТТ |
КТ 0,5S; Г.р. № 22656-07; Ктт=150/5 |
А |
Т-0,66У3 |
|
В |
Т-0,66У3 | ||||
|
С |
Т-0,66У3 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 16666-07 |
EA02RAL-P4B-4 | |||
|
5 |
ПС-552 (110/10/10 кВ) ЗРУ-10 кВ фидер 402 (472070093213401) |
ТТ |
КТ 0,5S; Г.р. № 17085-98; Ктт=1000/5 |
А |
TPU 4 |
|
В |
TPU 4 | ||||
|
С |
TPU 4 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 17083-98; Ктн=(10000:^3)/(100:^3) |
А |
TJP4 | ||
|
В |
TJP4 | ||||
|
С |
TJP4 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г.р. № 31857-06 |
A1805 |
RAL-P4GB-DW-4 | ||
|
6 |
ПС-552 (110/10/10 кВ) ОПУ ЗРУ-110 кВ яч. BB2N ввод ТСН-4 (472070093213802) |
ТТ |
КТ 0,5S; Г.р. № 22656-07; Ктт=150/5 |
А |
Т-0,66У3 |
|
В |
Т-0,66У3 | ||||
|
С |
Т-0,66У3 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 16666-07 |
EA02RAL-P4B-4 | |||
Программное обеспечение
В ИК используется программное обеспечение «Энергосфера». Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
pso_metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - средний.
Технические характеристики
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3 и таблице 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики при измерении активной электроэнергии и мощности
|
Номер ИИК |
Коэфф. мощности (cos ф) |
Доверительные границы допускаемых относительных погрешностей ИИК при вероятности 0,95 при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ, % | |||
|
1?%<1изм<15% |
15%<1изм<120% |
120%<1изм<1100% |
1100%<1изм<1120% | ||
|
1, 2 |
1,0 |
±1,1 |
±0,8 |
±0,7 |
±0,7 |
|
0,9 |
±1,3 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,6 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
3, 5 |
1,0 |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 |
|
0,9 |
±2,5 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,6 |
±4,1 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,0 |
±3,3 |
±2,5 |
±2,5 | |
|
4, 6 |
1,0 |
±1,6 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±2,5 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±3,0 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,6 |
±3,7 |
±2,2 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,5 |
±4,7 |
±2,7 |
±1,9 |
±1,9 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики при измерении активной электроэнергии и мощности
|
Номер ИИК |
Коэфф. мощности (cos ф/sin ф) |
Доверительные границы допускаемых относительных погрешностей ИИК при вероятности 0,95 при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ, % | |||
|
12%<1изм<15% |
15%<1изм<120% |
120%<1изм<1100% |
1100%<1изм<1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2 |
0,9/0,44 |
±2,6 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,8/0,6 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7/0,71 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,6/0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,5/0,87 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
3, 5 |
0,9/0,44 |
±6,2 |
±4,0 |
±3,7 |
±3,7 |
|
0,8/0,6 |
±4,6 |
±3,6 |
±3,0 |
±3,0 | |
|
0,7/0,71 |
±4,0 |
±3,3 |
±2,8 |
±2,8 | |
|
0,6/0,8 |
±3,6 |
±3,2 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
0,5/0,87 |
±3,4 |
±3,1 |
±2,7 |
±2,7 | |
Окончание таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4, 6 |
0,9/0,44 |
±5,6 |
±3,4 |
±2,7 |
±2,7 |
|
0,8/0,6 |
±4,1 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,7/0,71 |
±3,4 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,6/0,8 |
±3,0 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,5/0,87 |
±2,7 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,8 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (на интервале 30 минут)
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока в диапазоне от 98% до 102% номинального значения;
- сила переменного тока в диапазоне от 100% до 120% номинального значения при коэффициенте мощности cos ф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды плюс 20°С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока в диапазоне от 90% до 110% номинального значения;
- сила переменного тока в диапазоне от 1% до 120% номинального значения;
- температура окружающей среды для счетчиков электроэнергии от плюс 15°С до плюс 35°С, для трансформаторов тока - по ГОСТ 7746, для трансформаторов напряжения -по ГОСТ 1983.
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5
Таблица 5 - Технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Среднее время наработки на отказ счетчиков электроэнергии ЕвроАльфа, не менее, часов |
50000 |
|
Среднее время наработки на отказ счетчиков электроэнергии Альфа А1800, не менее, часов |
120000 |
|
Среднее время восстановления счетчиков электроэнергии, не более, часов |
2 |
|
Среднее время восстановления сервера, не более, часов |
1 |
|
Среднее время восстановления компьютера АРМ, не более, часов |
1 |
|
Среднее время восстановления модема, не более, часов |
1 |
|
Время хранения информации в счетчике ЕвроАльфа при отключении питания, не менее, лет |
5 |
|
Время хранения информации в счетчике Альфа А1800 при отключении питания, не менее, лет |
30 |
|
Глубина хранения информации тридцатиминутного профиля нагрузки в двух направлениях в памяти счетчика электроэнергии ЕвроАльфа, не менее, суток |
74 |
|
Глубина хранения информации тридцатиминутного профиля нагрузки в двух направлениях в памяти счетчика электроэнергии Альфа А1800, не менее, суток |
172 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения результатов измерений и информации о состоянии средств измерений |
ограничена сроком эксплуатации системы |
|
Перечень событий, фиксируемых в памяти счетчиков |
параметрирование, пропадание напряжения, коррекция времени |
|
Перечень компонентов с автоматической коррекцией времени |
счетчики, сервер, АРМ |
Перечень средств защиты технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- возможность пломбирования клеммников вторичных цепей измерительных трансформаторов;
- возможность пломбирования крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Сведения о комплектности приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
Трансформатор тока |
IMB 123 |
6 |
|
Трансформатор тока |
TPU 4 |
6 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66У3 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
CPA123 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
СРВ 123 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
TJP4 |
6 |
|
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА: EA02RAL-B-4 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ЕвроАльфа: EA02RAL-P4B-4 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800: A1805RAL-P4GB- DW-4 |
2 |
|
Сервер |
IBM Systems x3650 7945G2G |
1 |
|
Маршрутизатор |
Cisco 2901/K9 |
1 |
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
Modbus-шлюз |
Moxa MGate MB3480 |
1 |
|
Медиаконвертер |
AT MC-102XL |
1 |
|
KVM переключатель |
ATEN CL1758 |
1 |
|
GSM/GPRS роутер |
3G iRZ RUH |
1 |
|
Конвертер |
Moxa NPort 5150A |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 2000VA 230V |
1 |
|
Специализированное программное обеспечение |
ПО «Энергосфера» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ГДАР.411711.138.02.ПФ |
1 |
|
ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северсталь» (ЗАО «ИТЗ»). Методика поверки с Изменениями №1 |
МП 1372/446-2012 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1372/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северсталь» (ЗАО «ИТЗ»). Методика поверки» (с Изменениями №1) утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2016 г.
Основные средства поверки:
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии -в соответствии с методикой поверки «Приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM175-E. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде наклейки наносят на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «Северсталь» (ЗАО «ИТЗ»)». Свидетельство об аттестации методики измерений № 039/01.00238-2008/138.02-2012 от «23» августа 2012 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
