Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО СЗ "Северная верфь". 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 СЗ "Северная верфь"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 876 п. 60 от 22.10.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 48537
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 СЗ «Северная верфь» (далее - АИИС КУЭ), расположенная по адресу: г. Санкт-Петербург, ул. Корабельная, д. 6, предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами открытого акционерного общества Судостроительный завод «Северная верфь», 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 - уровень измерительно-информационных комплексов точек измерений (ИИК), 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 (сервер БД),

-    автоматизированное рабочее место (АРМ),

-    устройство синхронизации 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 = UI.

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 - Р2)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 коммутируемым линиям GSM-сети 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 по проводным линиям или коммутируемым телефонным линиям на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии кнакопленной 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 оптового рынка электрической энергии осуществляется от сервера БД по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, осуществляющее синхронизацию часов АРМ по эталонным сигналам точного времени, получаемым от системы ГЛОНАСС.

АРМ осуществляет коррекцию показаний часов УСПД, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов УСПД с часами АРМ более, чем на ±2 с.

УСПД осуществляет коррекцию показаний часов счетчиков, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов счетчиков с часами УСПД более, чем на ±2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД и АРМ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, УСПД и АРМ) не превышает ±5 с.

Журналы событий УСПД и счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

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

РТП-5 РУ-6 кВ, яч.5

ТПЛ-СЭЩ-10,

600/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38202-08; Заводской номер: 00725-12, 00728-12, 00730-12

НАМИТ-10,

6000/100;

0,5;

ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Заводской номер:

0423120000005

Альфа А1800, А1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52323-2005,

ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01239190

6

5 2

6 0 0 :р

§

й

ко

дс

00 Ь

80 ат

-88 ра 28 апп

7 па 3 а я Э

5    2

6    а

ео

ро

сл

*8

<N ^

B

-

2

-

2

15

-

2

L

5

2

3

Р

R

)9

6

2

2

№.

Й

0;

-

81

6

41 Р % Н

£ К

5    й и Э

6    -е 8 g

о О

ЬБ

,Д туер й « а а ае и О

!

2

у

£

р

б

о

о

Ка

2

РТП-5 РУ-6 кВ, яч.8

ТПЛ-СЭЩ-10,

600/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38202-08; Заводской номер: 00731-12, 00774-12, 00779-12

НАМИТ-10,

6000/100;

0,5;

ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Заводской номер:

0423120000006

Альфа А1800, А1805RAL-P4GB-DW-4; Шом (1макс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52323-2005,

ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01239191

3

РТП-10 РУ-6 кВ, яч.6

ТПЛ-СЭЩ-10,

600/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38202-08; Заводской номер: 00733-12, 00732-12, 00724-12

НАМИТ-10,

6000/100;

0,5;

ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Заводской номер:

0423120000001

Альфа А1800, А1805RAL-P4GB-DW-4; Шом (1макс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52323-2005,

ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01239192

4

РТП-10 РУ-6 кВ, яч.18

ТПЛ-СЭЩ-10,

600/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38202-08; Заводской номер: 00736-12, 00735-12, 00734-12

НАМИТ-10,

6000/100;

0,5;

ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Заводской номер:

0423120000002

Альфа А1800, А1805RAL-P4GB-DW-4; Шом (1макс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52323-2005,

ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01239193

5

РТП-15 РУ-6 кВ, яч.8

ТПЛ-СЭЩ-10,

600/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38202-08; Заводской номер: 00726-12, 00729-12, 00754-12

НАМИТ-10,

6000/100;

0,5;

ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Заводской номер:

0423120000003

Альфа А1800, А1805RAL-P4GB-DW-4; Шом (1макс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52323-2005,

ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01239194

1

2

3

4

5

6

7

6

РТП-15 РУ-6 кВ, яч.11

ТПЛ-СЭЩ-10,

600/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38202-08; Заводской номер:

00772-12,

00773-12, 00781-12

НАМИТ-10,

6000/100;

0,5;

ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Заводской номер:

0423120000004

Альфа А1800, А1805RAL-P4GB-DW-4; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52323-2005,

ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01239195

RTU 325L-E2-512-M2-B2;

Госреестр СИ № 37288-08; Заводской номер: 006256; каналообразующая аппаратура

Каналообразующая аппаратура, УСВ-2 (Госреестр СИ № 41681-10; зав.№ 2269), Сервер БД, АРМ, ПО АльфаЦЕНТР

7

РТП-48 РУ-6 кВ, яч.11

ТПЛ-СЭЩ-10,

600/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38202-08; Заводской номер: 00780-12, 00778-12, 00727-12

НАМИТ-10,

6000/100;

0,5;

ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Заводской номер:

0423120000007

Альфа А1800, А1805RAL-P4GB-DW-4; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52323-2005,

ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01239196

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. 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» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «Альфа ЦЕНТР» под № 44595-10.

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - C.

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.

Таблица 2

Наименование

программного

обеспечения

Наименование

файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Альфа ЦЕНТР»

ac_metrology.dll

12.01

3E736B7F380863F44CC8E6F7

BD211C54

MD5

Технические характеристики

Количество ИК коммерческого учета    7

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ    6 Нормальные условия эксплуатации:

-    напряжение    (0,98 - 1,02) U ном

-    ток    (1 - 1,2) I ном

-    коэффициент мощности, cosj    0,9

-    температура окружающей среды, °С    20±5

-    напряжение, В    (0,95 - 1,05) U ном

-    ток, А    (0,02 - 1,2) I ном

-    коэффициент мощности, cosj    0,5 < cosj < 1

-    температура окружающей среды, °С    от минус 10 до 30 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов системы, с ±5

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.

Таблица 3

п/п

Наименование

присоединения

Значение

cosj

2%1ном < I < 5%1ном

5%1ном < I < 20%1ном

20%1ном < I < 100%1ном

100%!ном < I < 120%Iном

Активная энергия

1

РТП-5 РУ-6кВ, яч.5 РТП-5 РУ-6кВ, яч.8 РТП-10 РУ-6кВ, яч.6 РТП-10 РУ-6кВ, яч.18 РТП-15 РУ-6кВ, яч.8 РТП-15 РУ-6кВ, яч.11 РТП-48 РУ-6кВ, яч.11

1,0

±2,4

±1,9

±1,8

±1,8

2

РТП-5 РУ-6кВ, яч.5 РТП-5 РУ-6кВ, яч.8 РТП-10 РУ-6кВ, яч.6 РТП-10 РУ-6кВ, яч.18 РТП-15 РУ-6кВ, яч.8 РТП-15 РУ-6кВ, яч.11 РТП-48 РУ-6кВ, яч.11

0,8

±3,2

±2,6

±2,2

±2,2

3

РТП-5 РУ-6кВ, яч.5 РТП-5 РУ-6кВ, яч.8 РТП-10 РУ-6кВ, яч.6 РТП-10 РУ-6кВ, яч.18 РТП-15 РУ-6кВ, яч.8 РТП-15 РУ-6кВ, яч.11 РТП-48 РУ-6кВ, яч.11

0,5

±5,3

±3,7

±3,0

±3,0

Реактивная энергия

4

РТП-5 РУ-6кВ, яч.5 РТП-5 РУ-6кВ, яч.8 РТП-10 РУ-6кВ, яч.6 РТП-10 РУ-6кВ, яч.18 РТП-15 РУ-6кВ, яч.8 РТП-15 РУ-6кВ, яч.11 РТП-48 РУ-6кВ, яч.11

0,8

±5,6

±4,7

±4,3

±4,3

5

РТП-5 РУ-6кВ, яч.5 РТП-5 РУ-6кВ, яч.8 РТП-10 РУ-6кВ, яч.6 РТП-10 РУ-6кВ, яч.18 РТП-15 РУ-6кВ, яч.8 РТП-15 РУ-6кВ, яч.11 РТП-48 РУ-6кВ, яч.11

0,5

±4,3

±3,9

±3,6

±3,6

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 ТПЛ-СЭЩ-10 не менее 4000000 ч, средний срок службы 25 лет;

-    трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ для НАМИТ-10 не менее 400000 ч, средний срок службы 25 лет;

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

-    GSM модем Овен ПМ01-220.АВ - среднее время наработки на отказ, не менее 69120 ч;

-    GSM модем Teleofis RX108-R2 RS 485 - среднее время наработки на отказ, не менее 30000 ч;

-    модем для коммутируемых линий AnCom STF/D5020i/105, не менее 50000 ч;

-    сервер БД - 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:

о попыток несанкционированного доступа;

о связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных; о коррекции текущих значений времени и даты; о отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; о перерывов питания;

о самодиагностики (с записью результатов);

-    УСПД:

о попыток несанкционированного доступа; о связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных; о перезапуска УСПД;

о коррекции текущих значений времени и даты; о перерывов питания;

о 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 БД;

-    возможность использования цифровой подписи при передачи 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;

-    Сервер БД - 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.

Комплектность

Наименование

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

Кол-во

Трансформатор тока

ТПЛ-СЭЩ-10

21

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

7

Счетчик электрической энергии

M805RAL-P4GB-DW-4

7

УСПД

RTU 325L-E-512-M2-B2

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

GSM-модем

Teleofis RX108-R2 RS 485 Овен ПМ01-220.АВ

1

Модем для коммутируемых линий

AnCom STF/D5020i/105

1

АРМ

ПЭВМ (IBM совместимый)

1

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»

AC PE 10

1

Инструкция по формированию и ведению базы данных

58317473.422231.1107-03. И4

1

Инструкция по эксплуатации

58317473.422231.1107-03. ИЭ

1

Руководство пользователя

58317473.422231.1107-03. И3

1

Технологическая инструкция

58317473.422231.1107-03. И2

1

Методика измерений

58317473.422231.1107-03. МИ

1

Паспорт-формуляр

58317473.422231.1107-03. ПС

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизиро -ванные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типо -вая 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 таблице 2 МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Измерения производятся в соответствии с документом 58317473.422231.1107-03 МИ. «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помо -щи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности открытого акционерного общества Судостроительный завод «Северная верфь». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00230-2012 от 23.07.2012.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО СЗ «Северная верфь»

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