Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Автофрамос"
Номер в ГРСИ РФ: | 52422-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Инженерный центр "Энергия", г.Иваново |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 52422-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Автофрамос" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 18 п. 55 от 17.01.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Инженерный центр "Энергия", г.Иваново
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | ИЦЭ 1310РД-12.01.МП |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
52422-13: Описание типа СИ | Скачать | 232.5 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Автофрамос» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ОАО «Автофрамос», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК) трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
Между уровнями ИИК и ИВК с помощью контроллеров Сикон ТС65 организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения («Пирамида 2000», производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии», (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации
Лист № 2
Всего листов 7 системного времени УСВ-2 (№ 41681-10 в Государственном реестре средств измерений), автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
Лист № 3
Всего листов 7
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы GSM модема. По запросу или в автоматическом режиме модем направляет информацию в ИВК ОАО «Автофрамос».
На верхнем - втором уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с показаниями часов сервера более чем на ±2 c.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
Прикладное программное обеспечение «Пирамида 2000» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Лист № 4
Всего листов 7
Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Пирамида 2000» |
программа автоматизированного сбора |
SCPAuto.exe |
1.0.0.0 |
514C0FAF |
CRC32 |
программа синхронизации времени устройств и сервера |
TimeSyn-chro.exe |
1.0.0.0 |
C6BF2BDE |
CRC32 | |
программа планировщик заданий (расчеты) |
Sheduler.exe |
2.0.0.0 |
2967E90F |
CRC32 | |
программа организации канала связи сервера со счетчиками |
SETRec.exe |
1.0.2.0 |
51F6B96A |
CRC32 | |
программа драйвер работы сервера со счетчиками СЭТ 4-ТМ |
SET4TM02.dll |
1.0.0.6 |
7B5141F9 |
CRC32 | |
драйвер синхронизации времени сервера со счетчиками СЭТ 4-ТМ |
Set4TMSynchr o.dll |
1.0.0.0 |
3FDE906A |
CRC32 |
Технические характеристики
Состав 1-го уровня и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Лист № 5
Всего листов 7
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИИК |
Вид элек-троэнер-гии |
Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
8 |
9 |
РТП-1 |
ARM3/N2F; 400/5; |
VRC2/S1F; 10000/^3/100/Д |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 36697-08 |
активная |
±0,8 ±1,1 |
±5,4 ±4,7 | |
1 |
ф.19090 (1+2) |
к.т. 0,5; № Госреестра 18842-09 |
к.т. 0,5; № Госреестра 41267-09 |
реактивная | |||
РТП-2 |
ARM3/N2F; 400/5; |
VRC2/S1F; 10000/^3/100/^3, |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 36697-08 |
активная |
±0,8 ±1,1 |
±5,4 ±4,7 | |
2 |
ф.19091 (3+4) |
к.т. 0,5; № Госреестра 18842-09 |
к.т. 0,5; № Госреестра 41267-09 |
реактивная | |||
РТП-3 |
ARM3/N2F; 500/5; |
VRC2/S1F; 10000/^3/100/^3, |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 36697-08 |
активная |
±0,8 ±1,1 |
±5,4 ±4,7 | |
3 |
ф.19090 (3+4) |
к.т. 0,5; № Госреестра 18842-09 |
к.т. 0,5; № Госреестра 41267-09 |
реактивная | |||
РТП-4 |
ARM3/N2F; 500/5; |
VRC2/S1F; 10000/^3/100/^3, |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 36697-08 |
активная |
±0,8 ±1,1 |
±5,4 ±4,7 | |
4 |
ф.19091 (1+2) |
к.т. 0,5; № Госреестра 18842-09 |
к.т. 0,5; № Госреестра 41267-09 |
реактивная | |||
5 |
РТП-5/1 ф.20115 |
ARM3/N2F; 400/5; к.т. 0,5; № Госреестра 18842-09 |
VRC2/S1F; 10000/Д100/Д к.т. 0,5; № Госреестра 41267-09 |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 36697-08 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,1 |
±5,4 ±4,7 |
6 |
РТП-5/2 ф.10 «Б» |
ARM3/N2F; 300/5; к.т. 0,5; № Госреестра 18842-09 |
VRC2/S1F; 10000/Д100/Д к.т. 0,5; № Госреестра 41267-09 |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 36697-08 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,1 |
±5,4 ±4,7 |
РТП-6 ф.6 «Б» |
ARM3/N2F; 100/5; |
VRC2/S1F; 10000/^3/100/^3, |
СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 36697-08 |
активная |
±0,8 ±1,1 |
±5,4 ±4,7 | |
7 |
к.т. 0,5; № Госреестра 18842-09 |
к.т. 0,5; № Госреестра 41267-09 |
реактивная |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
• параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,9 инд.;
• температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
• относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
• индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
• параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном, 0,5 инд < cosф < 0,8 емк;
• температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
• относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха 30°С;
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
• индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной энергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Глубина хранения информации:
• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
7. Надежность применяемых в системе компонентов:
• счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее
140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АИИС КУЭ принтером.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия |
Кол-во шт. |
Примечание |
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М |
7 | |
Трансформатор тока ARM3/N2F |
21 | |
Трансформатор напряжения VRC2/S1F |
14 | |
Устройство синхронизации времени УСВ-2 |
1 | |
Контроллер СИКОН ТС65 |
6 | |
Комплекс информационно-вычислительный ПО «Пирамида 2000» |
1 |
Методика поверки ИЦЭ 1310РД-12.01.МП |
1 | |
Инструкция по эксплуатации ИЦЭ 1310РД-12.01.ИЭ |
1 | |
Паспорт ИЦЭ 1310РД-12.01.ПС |
1 |
Поверка
осуществляется по документу ИЦЭ 1310РД-12.01.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Автофрамос». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 05.11.2012 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.21688;
- счетчиков электрической энергии по ГОСТ 8.584-04.
Сведения о методах измерений
Метод измерений описан в методике измерений ИЭЦ 1310РД-12.01.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения»;
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.