Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Промышленный комплекс "Энергия

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 54499-13
Производитель / заявитель: ЗАО "Энергосбытовая компания Кировского завода", г.С.-Петербург
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Скачать

54499-13: Описание типа СИ Скачать 101.3 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 54499-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Промышленный комплекс "Энергия
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МИ 3000-2006
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 868 п. 24 от 08.08.2013
Производитель / Заявитель

ЗАО "Энергосбытовая компания Кировского завода", г.С.-Петербург

 Россия 


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Промышленный комплекс «Энергия» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «Промышленный комплекс «Энергия», 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 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 рассчитывают полную мощность S = UI.

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 выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через Интернет-провайдера.

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

Номер

ИК

Наименование

присоединения

Состав измерительных каналов

Т рансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

электрической

энергии

Оборудование ИВК (2-й уровень)

1

2

3

4

5

6

1

ПС-364 (РУ-10 кВ) 1 с.ш., яч. 7

ТЛШ-10, 1000/5; КТ 0,5S,

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 11077-07;

Зав. № 6237, 6238, 6239

НАМИТ-10-2,

10000/100;

КТ 0,5,

ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ №16687-07; Зав. № 0969

ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; !ном = 5 А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0, ГОСТ 30206, ГОСТ 26035; Госреестр СИ № 16666-97;

Зав. № 01154962

Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОИ;

АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075; Г осреестр СИ № 41681-10;

ПО «АльфаЦЕНТР»

1

2

3

4

5

6

2

ПС-364 (РУ-10 кВ) 2 с.ш., яч.35

ТЛШ-10, 1000/5; КТ 0,5S,

ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07;

Зав. № 6240, 6241, 6296

НАМИТ-10-2,

10000/100;

КТ 0,5,

ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 0585

ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; !ном = 5 А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206, ГОСТ 26035; Госреестр СИ № 16666-97;

Зав. № 01154967

3

ПС-364 (РУ-10 кВ) 3 с.ш., яч.6

ТЛШ-10, 1000/5; КТ 0,5S,

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 11077-07;

Зав. № 6192, 6186, 6195

НАМИТ-10-2,

10000/100;

КТ 0,5,

ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 0584

ЕвроАльфа

EA05RAL-B-4;

1ном = 5 А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206,

ГОСТ 26035; Госреестр СИ № 16666-97;

Зав. № 01154965

4

ПС-364 (РУ-10 кВ) 4 с.ш., яч. 32

ТЛШ-10, 1000/5; КТ 0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 11077-07;

Зав. № 6185, 6197, 6297

НАМИТ-10-2,

10000/100;

КТ 0,5;

ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 0590

ЕвроАльфа

EA05RAL-B-4;

1ном = 5 А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206,

ГОСТ 26035; Госреестр СИ № 16666-97;

Зав. № 01154969

Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОИ;

АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075; Госреестр СИ № 41681-10;

ПО «АльфаЦЕНТР»

5

ПС-364 (РУ-10 кВ) 1 с.ш., ТСН-1

Т-0,66, 300/5;

КТ 0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22656-07 Зав. № 035575, 035586, 035589

ЕвроАльфа

EA05RAL-B-4;

1ном = 5 А; ином =380 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206,

ГОСТ 26035; Госреестр СИ № 16666-97;

Зав. № 01154167

6

ПС-364 (РУ-10 кВ) 2 с.ш., ТСН-2

Т-0,66, 300/5;

КТ 0,5S,

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22656-07;

Зав. № 035628, 035639,035748

ЕвроАльфа

EA05RAL-B-4;

1ном = 5 А; ином =380 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206,

ГОСТ 26035; Госреестр СИ № 16666-97;

Зав. № 01154174

1

2

3

4

5

6

7

РП-13, 1с.ш., яч. 6

ТЛО-10, 150/5; КТ 0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-11 Зав. № 17497, 17499, 17502

НАМИТ-10-2;

10000/100;

КТ 0,5,

ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 2185

ЕвроАльфа

EA05RAL-B-4;

1ном = 5 А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206,

ГОСТ 26035; Госреестр СИ № 16666-97;

Зав. № 01166776

8

РП-13, 2 с.ш., яч. 17

ТЛО-10, 150/5; КТ 0,5S,

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-11;

Зав. № 17500, 17501,17498

НАМИТ-10-2,

10000/100;

КТ 0,5,

ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 2187

ЕвроАльфа

EA05RAL-B-4;

1ном = 5 А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206,

ГОСТ 26035; Госреестр СИ № 16666-97;

Зав. № 01166779

Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОИ; АРМ энергетика;

9

РП-5, 1 с.ш., яч. 4

ТПЛ-10-М, 100/5; КТ 0,5S,

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07;

Зав. № 2152, 2180, 2154

НАМИТ-10-2,

10000/100;

КТ 0,5,

ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 2038

Альфа А1805RAL-P4GB-DW-4;

1ном = 5 А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323, ГОСТ 26035; Госреестр СИ № 31857-06;

Зав. № 01200926

УСВ-2, зав. № 2075; Госреестр СИ № 41681-10;

ПО «АльфаЦЕНТР»

10

РП-5, 2 с.ш., яч. 11

ТПЛ-10-М, 100/5; КТ 0,5S,

ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07;

Зав. № 2170, 2169, 2156

НАМИТ-10-2,

10000/100;

КТ 0,5;

ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 2037

Альфа А1805RAL-P4GB-DW-4;

1ном = 5 А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323, ГОСТ 26035; Госреестр СИ № 31857-06;

Зав. № 01197422

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 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

программного

обеспечения

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «АльфаЦЕНТР»

отсутствует

12.01

3E736B7F380863F44CC

8E6F7BD211C54

MD5

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.

Таблица 3

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

10

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

0,4 (ИК 5, 6)

10 (ИК 1 - 4, 7 - 10)

Отклонение напряжения от номинального, %

±10

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

) 4) 0) ) -МОО^О 1

ИИИ (И

(((0

0000

ou^oo

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: - измерительных трансформаторов, счетчиков

от 5 до 25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее:

-    Альфа А1805

-    ЕвроАльфа

120000

50000

Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 4.

Таблица 4

Номер

ИК

Значе

ние

cosj

1 (2) % 1Ном <1 <5 % 1Ном

5 % 1ном <1 <20 % I ном

20 % 1ном <1 <100 % U

100 % 1ном <1 < 120 % 1ном

1

2

3

4

5

6

Активная энергия

1 - 4, 7 - 10

1,0

±2,6

±1,7

±1,6

±1,6

5, 6

±2,5

±1,6

±1,5

±1,5

1 - 4, 7 - 10

0,8

±3,4

±2,5

±2,1

±2,1

5, 6

±3,3

±2,3

±1,9

±1,9

1 - 4, 7 - 10

0,5

±5,7

±3,5

±2,7

±2,7

5, 6

±5,6

±3,2

±2,4

±2,4

Реактивная энергия

1 - 4, 7 - 10

0,8

±6,4

±3,8

±2,7

±2,6

5, 6

±6,3

±3,6

±2,5

±2,4

1 - 4, 7 - 10

0,5

±4,5

±2,9

±2,2

±2,2

5, 6

±4,4

±2,8

±2,1

±2,1

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 50000 ч (ЕвроАльфа) и 120000 ч (Альфа А1805), средний срок службы 30 лет;

-    трансформатор тока - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000 ч (ТЛШ-10, ТПЛ-10-М), 400000 ч (ТЛО-10), 219000 ч (Т-0,66), средний срок службы 30 лет;

-    трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000 ч, 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.

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 «Промышленный комплекс «Энергия».

Комплектность

Наименование

Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО)

Кол-во

(шт.)

1

2

3

Счетчик электрической энергии

ЕвроАльфа EA05RAL-B-4 Альфа А1805RAL-P4GB-DW-4

8

2

Трансформаторы тока

ТЛШ-10

12

Т-0,66

6

ТЛО-10

6

ТПЛ-10-М

6

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

8

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Конвертор интерфейсов

МОХАНроИ 6450

3

Модем

Siemens MC-35it

3

2ухе1 U336 E

1

Маршрутизатор

2ухе1 791R EE

2

Коммутатор

D-Link

1

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»

АС_№

1

Методика измерений

СПбСТ 834.00.000 МИ

1

Паспорт

СПбСТ 834.00.000 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 «Промышленный комплекс «Энергия» СПбСТ 834.00.000 МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00268-2013 от 05.04.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО «Промышленный комплекс «Энергия»

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

54497-13
TEOM серии 1405 Анализаторы пыли
Фирма "Thermo Fisher Scientific", США