Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ГУП "Петербургский метрополитен" 3-я очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ГУП "Петербургский метрополитен" 3-я очередь

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 554 п. 22 от 06.06.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ГУП «Петербургский метрополитен» 3-я очередь (далее АИИС КУЭ), расположенная по адресу: СПб, ГУП «Петербургский метрополитен» ст.метро «Международная», СТП V4-(10 кВ), ст.метро «Бухарестская», СТП V5-(10 кВ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ГУП «Петербургский метрополитен», 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 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 рынка электрической энергии (далее внешним организациям);

- 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), напряжения (ТН);

- вторичные измерительные цепи;

- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.

2 -й уровень - информационно вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий:

- устройство сбора и передачи данных (УСПД);

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:

- сервер сбора данных (сервер СД);

- 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 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 (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.

УСПД осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности, хранение полученной информации в энергонезависимой памяти. По запросу с сервера СД с периодичностью один раз в сутки УСПД по предусмотренным каналам связи осуществляет передачу накопленной информации в базу данных. Вышеописанные процедуры выполняются автоматически, время и частота опроса настраиваются вручную и могут быть изменены в процессе эксплуатации.

Сервер СД осуществляет дальнейшую обработку поступающей информации, долгосрочное хранение данных, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется сервером СД по основному каналу сети Интернет и по резервному каналу связи телефонной сети общего пользования.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя сервер СД ГУП «Петербургский метрополитен», осуществляющий синхронизацию часов УСПД по эталонным сигналам точного времени, полученным от спутников глобальной системы позиционирования GPS через подключенный приемник сигналов точного времени типа BU-353 USB.

Часы сервера ГУП «Петербургский метрополитен» синхронизированы с часами приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сличение часов УСПД с часами сервера ГУП «Петербургский метрополитен» происходит при каждом получасовом опросе, корректировка часов УСПД происходит при расхождении с часами сервера ГУП «Петербургский метрополитен» более, чем на 2 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом получасовом опросе, корректировка часов счетчиков происходит при расхождении с часами УСПД более, чем на 2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков, УСПД и сервера СД.

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

Но

мер ИК

Наименование присоединения

Состав измерительных каналов

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

УСПД

Оборудование ИВК (3-й уровень)

1

2

3

4

5

6

7

152

CTn-V4 (10 кВ) ст. «Международная» Секция 1, ячейка 2, фидер 87-220/320

ТЛО-10; 300/5;

0,2S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 25433-08;

Зав. №: 34722, 34754, 34720.

НАМИТ-10-2 10000/100 0,2; Госреестр СИ № 16687-07 Зав. № 1886110000001

Альфа А1800, A1802RAL-P4GB-DW-4;

1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,2S; по реактивной - 0,5,; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11;

Зав. № 01236385

КТи-325Н-Е2-512-М3-В8-12-р-^ Госреестр СИ РФ: № 44626-10; Зав. № 002411

153

em-v4 (10 кВ) ст. «Международная» Секция 1, ячейка 4, фидер 87-222/322

ТЛО-10; 300/5;

0,2S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 25433-08;

Зав. №: 34740, 34751, 34747.

НАМИТ-10-2 10000/100 0,2; Госреестр СИ № 16687-07 Зав. № 1886110000001

Альфа А1800, A1802RAL-P4GB-DW-4;

1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,2S; по реактивной - 0,5,; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11;

Зав. № 01236386

Канало-образую щая аппаратура, сервер СД, GPS приемник, BU-353 USB, ПО «Альфа-ЦЕНТР»

154

CTn-V5 (10 кВ) ст. «Бухарестская»

Секция 1, ячейка 2, фидер 145-404/1404

ТЛО-10; 300/5;

0,2S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 25433-08;

Зав. №: 32618, 32632, 32622.

НАМИТ-10-2 10000/100 0,2; Госреестр СИ № 16687-07 Зав. № 1886110000004

Альфа А1800, A1802RAL-P4GB-

DW-4;

1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,2S; по реактивной - 0,5,; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11;

Зав. № 01236383

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

155

CTn-V5 (10 кВ) ст. «Бухарестская»

Секция 1, ячейка 4, фидер 145-413/1413

ТЛО-10; 300/5;

0,2S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 25433-08;

Зав. №: 32621, 32630, 32619.

НАМИТ-10-2 10000/100 0,2; Госреестр СИ № 16687-07 Зав. № 1886110000004

Альфа А1800, A1802RAL-P4GB-DW-4;

1ном (1макс) = 5 (10) А; Uhom =100 В;

КТ: по активной энергии - 0,2S; по реактивной - 0,5,; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11;

Зав. № 01236384

КТи-325Н-Е2-512-М3-В842^-^ Госреестр СИ РФ: № 44626-10; Зав. № 002411

Канало-образую щая аппаратура, сервер СД, GPS приемник, BU-353 USB, ПО «Альфа-ЦЕНТР»

Примечания

1. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1.

2. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. 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» имеет 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 «Альфа ЦЕНТР»

12.01

3E736B7F380863F44CC 8E6F7BD211C54

MD5

Технические характеристики

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

Таблица 3

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

4

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

10

Отклонение напряжения от номинального, %

±10

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

300

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, УСПД, счетчиков

от 15 до 35

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

±5

Средняя наработка на отказ счетчиков Альфа A1802RAL-P4GB-DW-4, ч, не менее

120000

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

Таблица 4

Номер ИК

Значение COSф

2 % 1ном <1 < 5 % 1ном

5 % 1ном <1 <20 % 1ном

20 % U <1 <100 % U

100 % U <1 <120 % U

1

2

3

4

5

6

Активная энергия

152

1,0

±1,1

±0,8

±0,8

±0,8

153

154

155

152

0,8

±1,3

±1,1

±0,9

±0,9

153

154

155

152

0,5

±1,8

±1,4

±1,2

±1,2

153

154

155

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

5

6

Реактивная энергия

152

0,8

±2,2

±2,0

±1,8

±1,8

153

154

155

152

0,5

±2,0

±1,8

±1,7

±1,7

153

154

155

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 120000 ч., средний срок службы 30 лет;

- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ для ТЛ0-10 не менее 400000 ч.;

- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ для НАМИТ-10-2 УХЛ2 не менее 400000 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч., средний срок службы 25 лет;

- GSM модем - среднее время наработки на отказ не менее 2198760 ч.;

- модем для коммутируемых линий не менее 17520 ч.;

- сервер СД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч.

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:

■ 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).

■ УСПД:

- попыток несанкционированного доступа;

- связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- перезапуска УСПД;

- коррекции текущих значений времени и даты;

- 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;

- УСПД;

■ защита информации на программном уровне:

- установка паролей на счетчиках электрической энергии;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер СД;

- возможность использования цифровой подписи при передачи данных.

■ глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - 30-минутный 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;

- сервер СД - хранение результатов измерений и информации о состоянии 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 ГУП «Петербургский метрополитен» 3-я очередь.

Комплектность

Наименование

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

Кол-во

Трансформатор тока

ТЛО-10

12

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2 УХЛ2

2

Счетчик электрической энергии

A18O2RAL-P4GB-DW-4

4

УСПД

RTU 325-H-E2-512-V13-b8-i2-Q-G

1

GPS приемник

BU-353 USB

1

Телефонный модем

Zyxel OMNI 56K

2

Сервер СД

ПЭВМ (IBM совместимый)

1

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»

AC_SE_y

1

Инструкция по формированию и ведению базы данных

59081614.АУ.001.И4

1

Инструкция по эксплуатации

59081614.АУ.001.ИЭ

1

Руководство пользователя

59081614.АУ.001.И3

1

Технологическая инструкция

59081614.АУ.001.И2

1

Методика измерений

59081614.АУ.002.МИ

1

Паспорт-формуляр

59081614.АУ.003.ПС

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 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 59081614.АУ.002 МИ «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ГУП «Петербургский метрополитен», 3-я очередь. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00265-2013 от 18.03.2013.

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.

Развернуть полное описание