Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "НПП "ПИРАМИДА". 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 "НПП "ПИРАМИДА"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 6379 от 15.12.11 п.41
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 44810
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «НПП «ПИРАМИДА» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «НПП «ПИРАМИДА», сбора, обработки, хранения 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 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 - трансформаторы тока (ТТ) типа ТШП-0,66-1-У3; 800/5 и 1500/5, Гос-реестр СИ № 40473-09, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001 и счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные «АЛЬФА А1800» A1805RAL-P4G-DW-4 (Гос-реестр СИ № 31857-06), класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и класс точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной энергии установленные на объектах, указанных в табл. 1 (5 точек измерений).

2-й уровень - информационно вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя УСПД типа RTU 325L-E2-512-M2-B2 (Госреестр СИ № 37288-08).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место персонала и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии типа «АЛЬФА А1800» A1805RAL-P4G-DW-4.

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 и тока и рассчитывает полную мощность.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводной линии 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, хранение полученной информации и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам розничного рынка электрической энергии к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электроэнергии осуществляется от счетчиков электрической энергии по коммутируемым телефонным линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.

Синхронизация (коррекция) хода системных часов (внутренние часы счетчиков) АИИС КУЭ производится от системных часов сервера коммерческого учета ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера коммерческого учета ОАО «Петербургская сбытовая компания» и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит 2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков, УСПД и АРМ Сервера баз данных АИИС КУЭ. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции 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

№ ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электрической энергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

УСПД

1

РУ-0,4кВ,

КТП-1, секция 1

ТШП-0,66-1 У3 1500/5;

o,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 40473-09; зав.№ 212113 зав.№ 212136 зав.№ 212116

отсутствует

«Альфа А1800»

A18O5RAL-P4G-DW-4;

Uhom = 3х220/380 В;

Ihom 5 А;

1макс = 200 %1ном;

класс точности в части

активной энергии 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005;

в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83;

Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01200250

RTU 325L-E2-512-M2-B2 Госреестр СИ № 37288-08; зав.№ 004735

Активная и реактивная

Продолжение таблицы 1

№ ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электрической энергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

УСПД

2

РУ-0,4кВ,

КТП-1, секция 2

ТШП-0,66-1 У3 1500/5;

o,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 40473-09; зав.№ 212090 зав.№ 212105 зав.№ 212098

отсутствует

«Альфа А1800»

A18O5RAL-P4G-DW-4;

Uhom = 3х220/380 В;

Ihom 5 А;

1м.:..с = 200 %1ном;

класс точности в части активной энергии 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005;

в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83;

Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01200247

RTU 325L-E2-512-M2-B2 Госреестр СИ № 37288-08; зав.№ 004735

Активная и реактивная

3

РУ-0,4кВ, КТП-2, секция 1

ТШП-0,66-1 У3 1500/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 40473-09; зав.№ 212130 зав.№ 212117 зав.№ 212120

отсутствует

«Альфа А1800»

A18O5RAL-P4G-DW-4;

Uhom = 3х220/380 В;

IHOM 5 А;

1м.:..с = 200 %1ном;

класс точности в части активной энергии 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005;

в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83;

Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01200252

RTU 325L-E2-512-M2-B2 Госреестр СИ № 37288-08; зав.№ 004735

4

РУ-0,4кВ, КТП-2, секция 2

ТШП-0,66-1 У3 1500/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 40473-09; зав.№ 212092 зав.№ 81800389 зав.№ 207310

отсутствует

«Альфа А1800»

A18O5RAL-P4G-DW-4;

Uhom = 3х220/380 В;

IHOM 5 А;

1м.:..с = 200 %1ном;

класс точности в части активной энергии 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005;

в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83;

Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01200255

RTU 325L-E2-512-M2-B2 Госреестр СИ № 37288-08; зав.№ 004735

5

РУ-0,4кВ, КТП-1, секция 1

ТШП-0,66-1 У3 800/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 40473-09;

зав.№ 1415

зав.№ 1444

зав.№ 1424

отсутствует

«Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4;

Uhom = 3х220/380 В;

IHOM 5 А;

1м.:..с = 200 %1ном;

класс точности в части активной энергии 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005;

в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83;

Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01200245

RTU 325L-E2-512-M2-B2 Госреестр СИ № 37288-08; зав.№ 004735

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, 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

ПО «Альфа Центр» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электрической энергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электрической энергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.

Идентификационные данные ПО представлены в табл. 2.

Таблица 2

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии программного обеспечения

Наименование файла

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Альфа ЦЕНТР»

Альфа-

Центр Коммуникатор

3.7.1.0

Amrserver.exe

e17abf082add206ed7a fa0aa7528fc97

MD5

Атгс.ехе

e114d19d3b7ff99b717 96f2fdbb14597

Amra.exe

932da14df08bee64117 a44f91c015c09

Cdbora2.dll

47900072cfb6e73ce3f ce169bc80f695

encryptdll.dll

0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c

alphamess.dll

b8c331abb5e34444170 eee9317d635cd

• ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии ИВК «Альфа-Центр», № 20481-00;

• Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

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

Таблица 3

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

5

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

0,4

Отклонение напряжения от номинального, %

±20

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

1500 (ИК 1 - ИК 4)

800 (ИК 5)

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: - трансформаторов тока, счетчиков, УСПД, °С

от 0 до 30

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее

120000

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

Таблица 4

№ ИК

Наименование присоединения

Значение cos<p

1%1ном < I < 5%1ном

5%1ном < I < 20%1ном

20%1ном < I < 100%1ном

100%1ном < I < 120%1ном

Активная энергия

1

2

3

4

5

РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 1

РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 2

РУ-0,4кВ,КТП-2, секция 1

РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 2

РУ-0,4кВ,КТП-3,секция 1

1,0

±2,4

±1,7

±1,5

±1,5

1

2

3

4

5

РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 1

РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 2

РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 1

РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 2

РУ-0,4кВ,КТП-3,секция 1

0,8

±3,3

±2,3

±1,8

±1,8

1

2

3

4

5

РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 1

РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 2

РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 1

РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 2

РУ-0,4кВ,КТП-3,секция 1

0,5

±5,6

±3,3

±2,5

±2,5

Реактивная энергия

1

2

3

4

5

РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 1

РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 2

РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 1

РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 2

РУ-0,4кВ,КТП-3,секция 1

0,8

±9,5

±3,8

±2,5

±2,4

1

2

3

4

5

РУ-0,4кВ,КТП-1, секция 1

РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 2

РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 1

РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 2

РУ-0,4кВ,КТП-3,секция 1

0,5

±6,8

±2,9

±2,2

±2,1

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

- трансформатор тока - средний срок службы 30 лет.

Надежность системных решений:

■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по коммутируемой телефонной линии сети стандарта GSM;

■ резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

■ регистрация событий:

в журнале событий счетчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчетчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

АРМ;

■ защита информации на программном уровне:

результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

установка пароля на счетчик;

установка пароля на УСПД;

установка пароля на АРМ.

Глубина хранения информации:

■ электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

■ УСПД - сохранение информации при отключении питания - 3 года;

■ ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «НПП «ПИРАМИДА».

Комплектность

Наименование

Кол-во

Трансформатор тока типа ТШП-0,66 У3

15

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный «Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4

5

Модем US Robotics Gourier

1

Модем GSM-терминал Siemens TC 35

1

УСПД типа RTU 325L-E2-512-M2-B2

1

Методика измерений 27-04-2009-317-МИ

1

Методика поверки 432-048-2011 МП

1

Паспорт

1

ПО «Альфа-Центр»

1

Поверка

осуществляется по документу 432-048-2011 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «НПП «ПИРАМИДА». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тест-С.-Петербург» 24.10.2011 г.

Перечень эталонов, применяемых при поверке:

- средства поверки трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- средства поверки счетчиков электрической энергии по документу МП-2203-00422-2006 «Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный типа АЛЬФА А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе 27-04-2009-317-МИ «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «НПП «ПИРАМИДА». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00133-2010 от 13.11.2010.

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. 432-048-2011 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «НПП «ПИРАМИДА». Методика поверки».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание