Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Филиала ОАО "ЦКБМ" - "ЦКБМ 2√
| Номер в ГРСИ РФ: | 53173-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ЭНКОМ", г.С.-Петербург |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 53173-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Филиала ОАО "ЦКБМ" - "ЦКБМ 2√ |
| 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 343 п. 33 от 04.04.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ЭНКОМ", г.С.-Петербург
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МИ 3000-2006 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 53173-13: Описание типа СИ | Скачать | 255.4 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Филиала ОАО «ЦКБМ» - «ЦКБМ 2» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами филиала ОАО «ЦКБМ» -«ЦКБМ 2», сбора, обработки, хранения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- периодический (1 раз в 30 мин, 1 раз в сутки) 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;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - трансформаторы тока (ТТ) типа ТЛО-10, 1000/5, 600/5 Госреестр СИ № 25433-08, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения (ТН) типа ЗНОЛ.06-6 У3, 6000/100, ЗНОЛ.06-10 У3, 10000/100 Госреестр СИ № 3344-04, класс точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 типа A18O5RAL-P4G-DW-4, (Госреестр СИ № 31857-06), класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электрической энергии и класс точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (3 точки измерения);
2 -й уровень - каналообразующая аппаратура, автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика и программное обеспечение (далее ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных типа Альфа А1800 A1805RAL-P4G-DW-4.
Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии, выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и
интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача данных осуществляется по основному и резервному каналу телефонной сети общего пользования (ТФОП) на АРМ филиала ОАО «ЦКБМ» - «ЦКБМ 2» и в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Приемник GPS BU-353 осуществляет синхронизацию часов АРМ.
Коррекция часов счетчиков выполняется при сеансах опроса, автоматически, если расхождение часов АРМ и внутренних часов счетчиков АИИС КУЭ превышает ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков и АРМ АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
|
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
Уровень ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Т-1, РУ-6 кВ |
ТЛО-10; 1000/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-08 зав. № 535 зав. № 534 зав. № 533 |
ЗНОЛ.06-6 У3; 6000/^3 / 100/^3; КТ 0,5 ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 3344-04 зав. № 4367 зав. № 4695 зав. № 4703 |
Альфа А1800; A1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5(10) А; Ином = 3х57,7/100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005, по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-06 зав. № 01 174 246 |
Каналообразующая аппаратура, АРМ, ПО «Альфа-ЦЕНТР», Г осреестр СИ № 20481-00 |
|
2 |
Т-2, РУ-6 кВ |
ТЛО-10; 1000/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-08 зав. № 538 зав. № 537 зав. № 536 |
ЗНОЛ.06-6 У3; 6000/^3 / 100/Д КТ 0,5 ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 3344-04 зав. № 4635 зав. № 4500 зав. № 4701 |
Альфа А1800; A1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Ином = 3х57,7/100 В; КТ: пз активной энзртии-0^ ГОСТ Р 52323-2005, по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Г осреестр СИ № 31857-06 зав. № 01 174 255 | |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
Т-3, РУ-10 кВ |
ТЛО-10; 600/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-08 зав. № 541 зав. № 540 зав. № 539 |
ЗНОЛ.06-10 У3; 10000/^3 / 100/Д КТ 0,5 ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 3344-04 зав. № 8181 зав. № 9433 зав. № 7275 |
Альфа А1800; А1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3х57,7/100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005, по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-06 зав. № 01 174 251 |
Каналообразующая аппаратура, АРМ, ПО «Альфа-ЦЕНТР», Г осреестр СИ № 20481-00 |
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечение
ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электроэнергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.
Идентификационные данные ПО представлены в табл. 2.
Таблица 2
|
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 «АльфаЦЕНТР» |
программа-планировщик опроса и передачи данных |
Amrserver.exe |
3.18.0.0 |
1907cf524865a1d0 c0042f5eeaf4f866 |
MD5 |
|
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Атгс.ехе |
3.18.5.0 |
952af19eb076cac5 2ba8fec50610bf8e | ||
|
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
3.18.5.0 |
a0452b7db9324061 cd02025c74ae95dc | ||
|
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
3.9.2.0 |
a2f6e17ef251d05b 6db50ebfb3d2931a | ||
|
библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
2.0.0.0 |
0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | ||
|
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
нет данных |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
• ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр» № 20481-00;
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;
• Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.
Таблица 3
|
Количество ИК коммерческого учета |
3 |
|
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ |
6, 10 |
|
Отклонение напряжения от номинального, % |
±5 |
|
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А |
1000 (ИК 1, 2) 600 (ИК 3) |
|
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока |
от 2 до 120 |
|
Коэффициент мощности, cos ф |
0,5 - 1 |
|
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков, |
от 10 до 25 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с |
±5 |
|
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее |
120000 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 4.
Таблица 4
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Значение cos^ |
2%1ном < 1<5%1ном |
5%1ном < 1<20%1ном |
20%1ном < 1<100%1ном |
100%1НоМ < 1<120%1ном |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Активная энергия | ||||||
|
1 2 3 |
Т-1, РУ-6 кВ Т-2, РУ-6 кВ Т-3, РУ-10 кВ |
1,0 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,1 |
|
1 2 3 |
Т-1, РУ-6 кВ Т-2, РУ-6 кВ Т-3, РУ-10 кВ |
0,8 |
±3,1 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 |
|
1 2 3 |
Т-1, РУ-6 кВ Т-2, РУ-6 кВ Т-3, РУ-10 кВ |
0,5 |
±5,6 |
±3,2 |
±2,4 |
±2,4 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 1 |
5 |
6 |
7 | |
|
Реактивная энергия | |||||||
|
1 2 3 |
Т-1, РУ-6 кВ Т-2, РУ-6 кВ Т-3, РУ-10 кВ |
0,9 |
±6,7 |
±4,0 |
±3,0 |
±3,0 | |
|
1 2 3 |
Т-1, РУ-6 кВ Т-2, РУ-6 кВ Т-3, РУ-10 кВ |
0,8 |
±4,8 |
±3,1 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
1 2 3 |
Т-1, РУ-6 кВ Т-2, РУ-6 кВ Т-3, РУ-10 кВ |
0,5 |
±3,1 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
Примечание - В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - средняя наработка до отказа 4-105 часов;
- трансформатор напряжения - средняя наработка до отказа 4-106 часов.
Надежность системных решений:
■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по резервной телефонной линии общего пользования;
■ регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной колодки;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на АРМ.
Глубина хранения информации:
■ счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
■ АРМ - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
Трансформатор тока ТЛО-10 |
9 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6(10) У3 |
9 |
|
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный типа Альфа А1800 A18O5RAL-P4G-DW-4 |
3 |
|
Модем US Robotics 56K V92 ext |
3 |
|
Методика выполнения измерений электроэнергии с использованием АИИС КУЭ на предприятии Филиал ОАО «ЦКБМ» - «ЦКБМ 2» |
1 |
|
Паспорт-формуляр 0705-66.00.000 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Методика выполнения измерений электроэнергии с использованием АИИС КУЭ на предприятии Филиал ОАО «ЦКБМ» -«ЦКБМ 2». Свидетельство об аттестации МВИ № 2203-249А-02545 от 25.08.2010 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
