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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "СМ ДОРЗ"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 598 п. 04 от 18.06.2013
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 ЗАО «СМ ДОРЗ» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «СМ ДОРЗ» (по адресу: г. Санкт-Петербург, Колпино, Ижорский завод, д. б/н, лит. Е, пролет 15-16) 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 энергосбытовой компании ЗАО «Ижора-Энергосбыт» (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 ЦСОД ЗАО «Ижора-Энергосбыт» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов ЦСОД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.

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

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

2

3

4

5

1

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод 1 от Т1

Т-0,66 У3; 1500/5; 0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 22656-07; зав. № 078033, зав. № 161327, зав. № 078035

Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4;

1ном (Тмакс) = 5 (10) А;

Uhom = 3 х 220/380 В;

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

по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2005;

Госреестр СИ № 31857-11;

зав. № 01241194

Каналообразующая аппаратура, ЦСОД , ПО «АльфаЦЕНТР»

2

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод 2 от Т2

Т-0,66 У3; 1500/5;

0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 22656-07; зав. № 078030, зав. № 078040, зав. № 078041

Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4;

Ihom (1макс) = 5 (10) А;

Uhom = 3 х 220/380 В;

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

по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2005;

Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01241195

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, 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

Идентификационное наименование ПО

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

отсутствует

12.01

3E736B7F380863F44CC8

E6F7BD211C54

MD5

Технические характеристики

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

Таблица 3

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

2

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

0,4

Отклонение напряжения от номинального, %

±10

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

1500

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, °С

от 5 до 35

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

±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее: - Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4

120000

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

Таблица 4

Номер ИК

Наименование присоединения

Значение, cos^

1 % 1ном <1 <5 % 1ном

5 % 1ном < <20 % 1ном

20 % 1нМ < <100 % 1нм

100 % 1ном <1 <120 % 1ном

Активная энергия

PIK 1

PIK 2

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод 1 от Т1

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод 2 от Т2

1,0

±2,1

±1,2

±1,0

±1,0

PIK 1

PIK 2

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод 1 от Т1

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод 2 от Т2

0,8

±3,0

±1,9

±1,3

±1,3

PIK 1

PIK 2

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод1 от Т1

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод2 от Т2

0,5

±5,4

±3,0

±2,1

±2,1

Реактивная энергия

PIK 1

PIK 2

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод 1 от Т1

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод 2 от Т2

0,8

±5,0

±3,5

±2,9

±2,9

PIK 1

PIK 2

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод 1 от Т1

ТП-6/6 РУ-0,4 кВ

Ввод 2 от Т2

0,5

±3,5

±2,8

±2,4

±2,4

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 (Альфа А1805), 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:

o o o o o o

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).

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 ЦСОД;

- возможность использования цифровой подписи при передаче 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;

- ЦСОД - хранение результатов измерений и информации о состояний 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 ЗАО «СМ ДОРЗ».

Комплектность

Наименование

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

Кол-во

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

6

Счетчик электрической энергии

A18O5RAL-P4GB-DW-4

2

Сотовый модем

Cinterion MC35iT

2

Преобразователь интерфейсов

MOXA NPort 6450

1

ЦСОД с АРМ

ПЭВМ (IBM совместимый)

1

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»

AC_PE

1

Инструкция по эксплуатации

ЭУАВ.121104.042-ИЭ

1

Методика измерений

ЭУАВ.121104.042-МИ

1

Паспорт-формуляр

ЭУАВ.121104.042-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

Методика измерений приведена в документе ЭУАВ.121104.042-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «СМ ДОРЗ». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00269-2013 от 12.03.2013 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