Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "СМ ДОРЗ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 53809-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Энергоучет", г.С.-Петербург |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 53809-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "СМ ДОРЗ" |
| 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 598 п. 04 от 18.06.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергоучет-Автоматизация", г.С.-Петербург
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МИ 3000-2006 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 53809-13: Описание типа СИ | Скачать | 241.4 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «СМ ДОРЗ» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «СМ ДОРЗ» (по адресу: г. Санкт-Петербург, Колпино, Ижорский завод, д. б/н, лит. Е, пролет 15-16) 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 электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин., 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени 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;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электроэнергии;
- 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 - уровень измерительно-информационных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- вторичные измерительные цепи;
- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.
2 -й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:
- центр сбора и обработки данных энергосбытовой компании ЗАО «Ижора-Энергосбыт» (далее ЦСОД) ;
- программное обеспечение (далее ПО) «АльфаЦЕНТР»;
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
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. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока и (I) рассчитывает полную мощность S = U-I.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности(Р) по периоду основной частоты сигналов.
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 результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному каналу телефонной сети общего пользования и по резервному каналу GSM связи.
Коррекция часов счетчиков производится от часов ЦСОД ЗАО «Ижора-Энергосбыт» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов ЦСОД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и ЦСОД АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, ЦСОД) не превышает ±5 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала | ||
|
Трансформатор тока |
Счетчик электрической энергии |
Оборудование ИВК (2-й уровень) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод 1 от Т1 |
Т-0,66 У3; 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22656-07; зав. № 078033, зав. № 161327, зав. № 078035 |
Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (Тмакс) = 5 (10) А; Uhom = 3 х 220/380 В; КТ: по активной энергии -0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01241194 |
Каналообразующая аппаратура, ЦСОД , ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
2 |
ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод 2 от Т2 |
Т-0,66 У3; 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22656-07; зав. № 078030, зав. № 078040, зав. № 078041 |
Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4; Ihom (1макс) = 5 (10) А; Uhom = 3 х 220/380 В; КТ: по активной энергии -0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01241195 | |
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов, 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
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 г., выданное ФГУП «ВНИИМС».
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «С» в соответствии с разд. 2.6 МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.
Таблица 2
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
отсутствует |
12.01 |
3E736B7F380863F44CC8 E6F7BD211C54 |
MD5 |
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
|
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета |
2 |
|
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ |
0,4 |
|
Отклонение напряжения от номинального, % |
±10 |
|
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А |
1500 |
|
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока |
от 1 до 120 |
|
Коэффициент мощности, cos ф |
0,5 - 1 |
|
Диапазон рабочих температур для компонентов системы: - трансформаторов тока, счетчиков, °С |
от 5 до 35 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с, не более |
±5 |
|
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее: - Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4 |
120000 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ЗАО «СМ ДОРЗ» приведены в табл. 4.
Таблица 4
|
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Значение, cos^ |
1 % 1ном <1 <5 % 1ном |
5 % 1ном < <20 % 1ном |
20 % 1нМ < <100 % 1нм |
100 % 1ном <1 <120 % 1ном |
|
Активная энергия | ||||||
|
PIK 1 PIK 2 |
ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод 1 от Т1 ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод 2 от Т2 |
1,0 |
±2,1 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
PIK 1 PIK 2 |
ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод 1 от Т1 ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод 2 от Т2 |
0,8 |
±3,0 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,3 |
|
PIK 1 PIK 2 |
ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод1 от Т1 ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод2 от Т2 |
0,5 |
±5,4 |
±3,0 |
±2,1 |
±2,1 |
|
Реактивная энергия | ||||||
|
PIK 1 PIK 2 |
ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод 1 от Т1 ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод 2 от Т2 |
0,8 |
±5,0 |
±3,5 |
±2,9 |
±2,9 |
|
PIK 1 PIK 2 |
ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод 1 от Т1 ТП-6/6 РУ-0,4 кВ Ввод 2 от Т2 |
0,5 |
±3,5 |
±2,8 |
±2,4 |
±2,4 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 (Альфа А1805), средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа Т-0,66 У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 219000 ч, средний срок службы 25 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
o o o o o o
счетчиками электрической энергии:
попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
коррекции текущих значений времени и даты;
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
перерывов питания;
самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок.
Защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на ЦСОД;
- возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
- ЦСОД - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «СМ ДОРЗ».
Комплектность
|
Наименование |
Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО) |
Кол-во |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
6 |
|
Счетчик электрической энергии |
A18O5RAL-P4GB-DW-4 |
2 |
|
Сотовый модем |
Cinterion MC35iT |
2 |
|
Преобразователь интерфейсов |
MOXA NPort 6450 |
1 |
|
ЦСОД с АРМ |
ПЭВМ (IBM совместимый) |
1 |
|
Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» |
AC_PE |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации |
ЭУАВ.121104.042-ИЭ |
1 |
|
Методика измерений |
ЭУАВ.121104.042-МИ |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭУАВ.121104.042-ПС |
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 табл. 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе ЭУАВ.121104.042-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «СМ ДОРЗ». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00269-2013 от 12.03.2013 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
