Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "АГРОТОРГ", ОФИСНО-СКЛАДСКОЙ КОМПЛЕКС
Номер в ГРСИ РФ: | 58431-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург |
58431-14: Описание типа СИ | Скачать | 93.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «АГРОТОРГ», ОФИСНО-СКЛАДСКОЙ КОМПЛЕКС (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «АГРОТОРГ», ОФИСНО-СКЛАДСКОЙ КОМПЛЕКС, сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 58431-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "АГРОТОРГ", ОФИСНО-СКЛАДСКОЙ КОМПЛЕКС |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1337 п. 22 от 15.09.2014 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МИ 3000-2006 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
58431-14: Описание типа СИ | Скачать | 93.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «АГРОТОРГ», ОФИСНО-СКЛАДСКОЙ КОМПЛЕКС (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «АГРОТОРГ», ОФИСНО-СКЛАДСКОЙ КОМПЛЕКС, 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:
- 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 и мониторинг 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 информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);
— вторичные измерительные цепи;
- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.
2 -й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
3 -й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:
- центр сбора и обработки информации (далее ЦСОИ) с автоматизированным рабочим местом (далее АРМ) энергетика;
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР».
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 (I) и 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 (P) 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 связи поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение полученной информации и передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах.
На верхнем - третьем 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 УСПД и счетчиков осуществляется с помощью устройства синхронизации времени типа УСВ-2, входящего в состав АИИС КУЭ ОАО «Силовые машины -ЛМЗ, ЗТЛ, Электросила, Энергомашэкспорт» - «ЗТЛ» (Государственный реестр средств измерений № 45947-10). Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов УСВ-2 и часов УСПД, счетчиков превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков, УСПД и АРМ.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции показаний часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Состав измерительных каналов | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
УСПД |
Оборудование ИВК (3-й уровень) | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
ПС-54 Ввод 1 |
ТПЛ-10-М У2, 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-03; Зав. номер: 2870 2871 2874 |
ЗНОЛ.06-6У3, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 3344-04; Зав. номер: 6948 6950 6880 |
ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; 1ном (I макс) = 5 (10) А; ином =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной энергии - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 16666-97; Зав.номер: 01082289 |
RTU-325-E-512-M4-B4-G Госреестр СИ № 37288-08 Зав. номер 05221 |
Каналообразующая аппаратура; ЦСОИ с АРМ энергетика; ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
2 |
ПС-54 Ввод 2 |
ТПЛ-10-М У2, 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-03; Зав. номер: 2877 2868 2867 |
ЗНОЛ.06-6У3, 6000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 3344-04; Зав. номер: 6955 6938 6949 |
ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; 1ном (I макс) = 5 (10) А; ином =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной энергии - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 16666-97; Зав. номер: 01082310 |
RTU-325-E-512-M4-B4-G Госреестр СИ № 37288-08 Зав. номер 05221 |
Каналообразующая аппаратура; ЦСОИ с АРМ энергетика; ПО «Альфа- ЦЕНТР» |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии, УСПД 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».
Экспертиза ПО «АльфаЦЕНТР» проведена ФГУП «ВНИИМС» 31 мая 2012 г. на соответствие требованиям нормативной документации.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «С» в соответствии с разделом 2.6 МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 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 |
«Альфа-ЦЕНТР» |
отсутствует |
12.01 |
3E736B7F380863F44C C8E6F7BD211C54 |
MD5 |
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ
Отклонение напряжения от номинального, %
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А 150 (ИК 1, 2)
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, УСПД, счетчиков от 0 до 30
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с ±5
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее 50000
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ, приведены в табл. 3.
Таблица 3
Номер ИК |
Значение COSф |
0,011ном < I < 0,051ном |
0,051ном < I < 0,21ном |
0,21ном < I < 11ном |
11ном < I < 1,21ном |
Активная энергия | |||||
1 - 2 |
1,0 |
±2,5 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
1 - 2 |
0,8 |
±3,3 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 |
1 - 2 |
0,5 |
±5,7 |
±3,5 |
±2,8 |
±2,8 |
Реактивная энергия | |||||
1 - 2 |
0,8 |
±5,7 |
±4,4 |
±3,9 |
±3,9 |
1 - 2 |
0,5 |
±4,2 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 50000 ч. Средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000 ч. Средний срок службы 25 лет;
- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000 ч. Средний срок службы 25 лет;
- УСПД - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч. Средний срок службы 30 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;
- регистрация времени и даты в журналах событий компонентов системы:
- счетчиками электрической энергии:
o попыток несанкционированного доступа;
o связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
o коррекции текущих значений времени и даты;
o отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
o перерывов питания;
o самодиагностики (с записью результатов);
- УСПД:
o попыток несанкционированного доступа;
o связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;
o перезапуска УСПД;
o коррекции текущих значений времени и даты;
o перерывов питания;
o 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;
- УСПД.
Защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на АРМ;
- 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;
- УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - не менее 5 лет;
- АРМ - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «АГРОТОРГ», ОФИСНО-СКЛАДСКОЙ КОМПЛЕКС.
Комплектность
1. Трансформатор тока ТПЛ-10-М У2 - 6 шт.
2. Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 - 6 шт.
3. Счетчик электрической энергии EA05RAL-B-4 - 2 шт.
4. УСПД RTU-325-E-512-M4-B4-G - 1 шт.
5. Сотовый модем Teleofis RX100 - 1 шт.
6. Модем Zyxel U-336EPlus EE - 2 шт.
7. ЦСОИ c АРМ - 1 шт.
8. Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» - 1 шт.
9. Методика измерений 4222-002.ПРС-52156036МИ - 1 шт.
10. Паспорт 4222-002.ПРС-52156036ПС - 1 шт.
Поверка
осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная 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 с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «АГРОТОРГ», ОФИСНО-СКЛАДСКОЙ КОМПЛЕКС» 4222-002.ПРС-52156036МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00318-2014 от 31.03.2014 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 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.