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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Меркатор

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 968 п. 78 от 23.08.2013
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 ООО «Меркатор» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Меркатор» (по адресу: г. Санкт-Петербург, ул. Шателена, д. 26, лит. А) 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 электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин., 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии 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 электроэнергии;

- 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 - уровень измерительно-информационных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), включающий:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ);

- вторичные измерительные цепи;

- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.

2 -й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:

- Центр сбора и обработки данных Сервер баз данных АСКУЭ ОАО «Петербургская сбытовая компания» (далее ЦСОД);

- программное обеспечение (далее ПО) «АльфаЦЕНТР»;

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

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 поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - втором 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 счетчиков производится от часов сервера БД ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и передается по запросу от центра сбора и обработки данных на сервер базы данных АИИС КУЭ.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Счетчик электрической энергии

Оборудование ИВК (2-й уровень)

1

ГРЩ-1 Секция 1

Т-0,66 У3; 600/5;

КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 22656-07; зав. № 037297, 037292, 037296

ЕвроАльфа, EA05RAL-B-4-W;

1ном (1макс) = 5 (10) А;

Uhom = 380 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005;

Госреестр СИ № 16666-07; зав. № 01164948

Каналообразующая аппаратура, сервер БД ЦСОД, ПО «АльфаЦЕНТР»

2

ГРЩ-1 Секция 2, 3 с учетом АВР

Т-0,66 У3; 600/5;

КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 22656-07; зав. № 037427, 037288, 037291

ЕвроАльфа, EA05RAL-B-4-W;

Ihom (!макс) = 5 (10) А;

Uhom =380 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005;

Госреестр СИ № 16666-07; зав. №: 01164949

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков 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».

ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, св-во 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

Идентификационное наименование ПО

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «АльфаЦЕНТР»

отсутствует

12.01

3E736B7F380863F44

CC8E6F7BD211C54

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 600

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 5 до 35

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с, не более                                      ±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее                           80000

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

Таблица 3

Номер ИК

Наименование присоединения

Значение cos ф

1 % 1нм < <5 % 1нм

5 % ^З <20 % 1нсм

20 % I...,. <1 <100 % 1ном

100 % U<I <120 % U

1

2

3

4

5

6

7

Активная энергия

1

2

ГРЩ-1 Секция 1

ГРЩ-1 Секция 2, 3 с учетом АВР

1,0

±2,1

±1,2

±1,0

±1,0

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

6

7

1

2

ГРЩ-1 Секция 1

ГРЩ-1 Секция 2,3 с учетом АВР

0,8

±3,0

±1,9

±1,3

±1,3

1

2

ГРЩ-1 Секция 1

ГРЩ-1 Секция 2,3 с учетом АВР

0,5

±5,4

±3,0

±2,1

±2,1

Реактивная энергия

1

2

ГРЩ-1 Секция 1

ГРЩ-1 Секция 2, 3 с учетом АВР

0,8

±5,0

±3,5

±2,9

±2,9

1

2

ГРЩ-1 Секция 1

ГРЩ-1 Секция 2, 3 с учетом АВР

0,5

±3,5

±2,8

±2,4

±2,4

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 (ЕвроАльфа), средний срок службы 30 лет;

- трансформаторы тока типа Т-0,66 У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 219000 ч, средний срок службы 25 лет.

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:

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).

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;

Защита информации на программном уровне:

- установка паролей на счетчиках электрической энергии;

- установка пароля на сервере БД в составе ЦСОД;

- 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;

- сервер БД ЦСОД - 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 ООО «Меркатор».

Комплектность

1.

Трансформатор тока Т-0,66 У3

6 шт.

2.

Счетчик электрической энергии EA05RAL-B-4-W

2 шт.

3.

GSM-модем Siemens MC35iT

2 шт.

4.

Аналоговый модем Zyxel U336E

1 шт.

5.

Преобразователь интерфейсов MOXA NPort 6450

1 шт.

6.

Сервер БД ЦСОД ПЭВМ (IBM совместимый)

1 шт.

7.

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» AC_PE

1 шт.

8.

Методика измерений 75-10-2007-АУ-04-МИ

1 шт.

9.

Паспорт-формуляр 75-10-2007-ПС-04

1 шт.

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

Методика измерений приведена в документе 75-10-2007-АУ-04-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Меркатор». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00282-2013 от 03.06.2013 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 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание