Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Техприбор
Номер в ГРСИ РФ: | 54204-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергосбытовая компания Кировского завода", г.С.-Петербург |
54204-13: Описание типа СИ | Скачать | 91.8 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 54204-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Техприбор |
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 813 п. 21 от 12.07.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Энергосбытовая компания Кировского завода", 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
54204-13: Описание типа СИ | Скачать | 91.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Техприбор» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «Техприбор», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;
- обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии (далее внешним организациям);
- передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по про-граммно-задаваемым адресам;
- предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних 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;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ),
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
- вторичные измерительные цепи,
- счетчики электрической энергии.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:
- ИВК-Сервер баз данных ЦСОИ ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» (далее - сервер);
- автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика,
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура),
- устройство синхронизации времени (УСВ-2)
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём 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.
Сервер осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному, выделенному интернет каналу телефонной сети и по резервному каналу телефонной сети общего пользования, обеспечивающему подключение к сети интернет.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов сервера и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
Но мер ИК |
Наименование присоединения |
Состав измерительных каналов | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
Оборудование ИВК (2-й уровень) | ||
1 |
РП-6180, ячейка 6 |
ТОЛ-10-1-8, 1000/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 15128-07; зав. № 1522 зав. № 30861 зав. № 30860 |
ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2, 6000/100; 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 40740-09; зав. № 628 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN; 1ном = 5 А; Uhom =100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 23345-07; зав. № 9323218 |
Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОД; АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075, Госреестр СИ № 41681-10; ПО «АльфаЦЕНТР» |
Продолжение таблицы 1
2 |
РП -6180, ячейка 13 |
ТОЛ-10-1-8, 1000/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 15128-07 зав. № 30859 зав. № 1523 зав. № 1521 |
ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2, 6000/100; 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 40740-09; Зав. № 629 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN; 1ном = 5 А; Uhom = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 23345-07; зав. № 9323226 |
Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОД; АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075, Госреестр СИ № 41681-10; ПО «АльфаЦЕНТР» |
3 |
РП-6345, ячейка 1 |
ТПЛ-10-М-У2, 600/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07 зав. № 7145 зав. № 7154 зав. № 7144 |
ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2, 6000/100; 0,2, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 40740-09; зав. № 627 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN; Ihom = 5 А; Uhom =100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 23345-07; зав. № 9314133-11 |
Примечания - Допускается замена измерительных трансформаторов, УСВ-2, счетчиков электрической энергии 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 ОАО «Техприбор» 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 |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
12.01 |
3E73 6B7F380863F44CC8E 6F7BD211C54 |
MD5 |
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета |
3 |
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ |
6 |
Отклонение напряжения от номинального, % |
±10 |
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А |
1000 (ИК 1,2) 600 (ИК 3) |
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, °С: - трансформаторов тока, счетчиков, |
от 15 до 30 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с, не более |
±5 |
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее |
150000 |
Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3
Таблица 3
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Значение СО8ф |
2 % 1ном <1 <5 % 1ном |
5 % 1ноМ < <20 % 1ноМ |
20 %1ном<1 <100 % 1ном |
100 % 1ном < <120 % 1ном |
Активная энергия | ||||||
1 2 3 |
РП-6180, яч. 6 РП-6180, яч. 13 РП-6345, яч. 1 |
1,0 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
1 2 3 |
РП-6180, яч. 6 РП-6180, яч. 13 РП-6345, яч. 1 |
0,8 |
±3,2 |
±2,0 |
±1,8 |
±1,8 |
1 2 3 |
РП-6180, яч. 6 РП-6180, яч. 13 РП-6345, яч. 1 |
0,5 |
±5,5 |
±3,1 |
±2,4 |
±2,4 |
Реактивная энергия | ||||||
1 2 3 |
РП -6180, яч. 6 РП -6180, яч. 13 РП-6345, яч. 1 |
0,8 |
±5,4 |
±3,9 |
±3,5 |
±3,5 |
1 2 3 |
РП -6180, яч. 6 РП -6180, яч. 13 РП-6345, яч. 1 |
0,5 |
±4,1 |
±3,4 |
±3,3 |
±3,3 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 150000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000. Средний срок службы 30 лет;
- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 400000. Средний срок службы 30 лет;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, не менее 35000 ч. Средний срок службы 15 лет.
Надежность системных решений:
■ резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;
■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по электронной почте;
■ регистрация событий:
в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
■ защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации 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 ОАО «Техприбор».
Комплектность
Наименование |
Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО) |
Кол-во |
1 |
2 |
3 |
Счетчик электрической энергии |
Меркурий 230ART2-00 PQRSIDN |
3 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М-У2 |
3 |
ТОЛ-10-1-8 |
6 | |
Трансформаторы напряжения |
ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2 |
3 |
1 |
2 |
3 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Преобразователь интерфейсов |
ADAM 4520 |
2 |
Модем |
Cinterion MC-52iT |
2 |
IRZ MC-52i |
2 | |
Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» |
AC_UE |
1 |
Методика измерений |
СПбСТ829.00.000 МИ |
1 |
Паспорт |
СПбСТ829.00.000 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
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Техприбор» СПб СТ829.00.000 МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00235-2012 от 21.08.2012 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».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.