Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Компонент. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Компонент

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 838 п. 21 от 23.07.2013
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 ОАО «Компонент» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «Компонент», 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 - уровень измерительно-информационных 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:

- Сервер баз данных ЦСОД ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» (далее - сервер);

- автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика;

- устройство синхронизации системного времени (УСВ-2);

- 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(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 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 информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через Интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя устройство синхронизации системного времени УСВ-2, осуществляющее синхронизацию часов УСПД по эталонным сигналам точного времени систем GPS или ГЛОНАСС/GPS.

УСПД осуществляет коррекцию показаний часов счетчиков и показаний часов сервера АИИС КУЭ, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов счетчиков и сервера с часами УСПД более, чем на ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД и сервера.

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

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

УСПД (2-й уровень)

Оборудование ИВК (3-й уровень)

1

2

3

4

5

6

7

1

РП 7010, ввод № 1, яч. 5, ф. 30

ТПЛ-10-М, 400/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; зав. № 2017 зав. № 2018 зав. № 2019

НТМК-10, 10000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001;

Госреестр СИ № 355-49; зав. № 149

Альфа A18O5RAL-P4GB-DW-4;

1ном = 5 А;

Uhom = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТР 52425-2004; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01233114

RTU-327L-E2-M2-B2, Госреестр СИ №41907-09,зав. № 6268

Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОД; АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075, Госреестр СИ № 41681-10; ПО «АльфаЦЕНТР»

2

РП 7010, ввод № 2, яч. 10, ф. 37

ТПЛ-10-М, 400/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; зав. № 1921 зав. № 2015 зав. № 2028

НТМК-10, 10000/100; 0,5;

ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 355-49;

зав. № 109

Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4;

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 № 31857-11;

зав. № 01233119

3

РП7010, яч. 14

ТПЛ-10-М, 400/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; зав. № 173 зав. № 199 зав. № 227

НТМК-10, 10000/100; 0,5;

ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 355-49;

зав. № 109

Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4;

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 № 31857-11;

зав. № 01236415

Продолжение таблицы 1

Но

мер ИК

Наименование присоединения

Состав измерительных каналов

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

УСПД (2-й уровень)

Оборудование ИВК (3-й уровень)

1

2

3

4

5

6

7

4

ГРЩ (котельная ТП-4), ввод № 2, ф. 6

Т-0,66 МУ3 400/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 36382-07; зав. № 683734 зав. № 683733 зав. № 683732

_

Альфа A18O5RAL-P4GB-DW-4;

1ном = 5 А;

Uhom = 380 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01231626

RTU-327L-E2-M2-B2, Госреестр СИ №41907-09,зав. № 6268

Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОД; АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075, Госреестр СИ № 41681-10; ПО «АльфаЦЕНТР»

5

ГРЩ (котельная ТП-4), ввод № 1, ф. 7

Т-0,66 МУ3 400/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 36382-07; зав. № 683737 зав. № 683736 зав. № 683735

_

Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4;

Ihom = 5 А;

Uhom = 380 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 31857-06;

зав. № 01215923

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 «Компонент» 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

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ                       10; 0,4

Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

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                                         ±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее                       120000

Пределы относительных погрешностей ИК (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

Значение cos<p

2 % 1ном <1 <5 % 1ном

5 % U <I <20 % U

20 % U <I <100 % U

100 % U <I <120 % u

1

2

3

4

5

6

Активная энергия

1

2

3

1,0

±2,4

±1,7

±1,5

±1,5

4

5

±2,4

±1,5

±1,4

±1,4

1

2

3

0,8

±3,3

±2,1

±1,9

±1,9

4

5

±3,2

±2,0

±1,7

±1,7

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

6

1

2

3

0,5

±5,6

±3,2

±2,6

±2,6

4

5

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

Реактивная энергия

1

2

3

0,8

±5,5

±4,0

±3,7

±3,7

4

±5,4

±3,8

±3,5

±3,5

5

±6,0

±3,3

±2,3

±2,2

1

2

3

0,5

±4,2

±3,5

±3,4

±3,4

4

±4,1

±3,4

±3,3

±3,3

5

±4,1

±2,5

±1,9

±1,9

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, не менее 4000000 ч (ТПЛ-10-М) и не менее 219000 ч (Т-0,66 МУ3). Средний срок службы 30 лет;

- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 219000 ч. Средний срок службы 30 лет;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, не менее 35000 ч. Средний срок службы 15 лет;

- УСПД - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч. Средний срок службы 30 лет.

Надежность системных решений:

■ резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;

■ 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).

У СПД:

- 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, напряжения;

- 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;

- возможность использования цифровой подписи при передаче 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 - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - не менее 5 лет;

■ сервер - 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 АИИС КУЭ ОАО «Компонент».

Комплектность

Наименование

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

Кол-во

1

2

3

Счетчик электрической энергии

Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4

5

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

9

Т-0,66 МУ3

6

Трансформаторы напряжения

НТМК-10

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Устройство сбора и передачи данных

УСПД типа RTU-327L-E2-M2-B2

1

1

2

3

Модем

AnCom STF

3

Cinterion

2

Teleofis

1

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»

ac_ue

1

Методика измерений

СПБСТ833.00.000 МИ

1

Паспорт

СПбСТ833.00.000 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 «Компонент» СПБСТ833.00.000 МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00236-2012 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.

Развернуть полное описание