|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Компонент" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ЗАО "Энергосбытовая компания Кировского завода", г.С.-Петербург |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 001 |
| 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 программно-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(P) 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 | | 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 А1805RAL-P4GB-DW-4;
Iном = 5 А; Uном = 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-М2-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 А1805RAL-P4GB-DW-4;
Iном = 5 А; Uном = 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 А1805RAL-P4GB-DW-4;
Iном = 5 А; Uном = 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 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 4 | ГРЩ (котель-ная 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 А1805RAL-P4GB-DW-4;
Iном = 5 А; Uном = 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-М2-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 (котель-
ная 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 А1805RAL-P4GB-DW-4;
Iном = 5 А; Uном = 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 метрологическимихарактеристиками 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
| Наименованиепрограммногообеспечения | Номер версиипрограммного обеспечения | Цифровойидентификаторпрограммного обеспечения (контрольная суммаисполняемого кода) | Алгоритмвычисления цифрового идентификаторапрограммногообеспечения | | ПО «АльфаЦЕНТР» | 12.01 | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | | Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета | 5 | | Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 10; 0,4 | | Отклонение напряжения от номинального, % | ±10 | | Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 400 | | Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока | от 1 до 120 | | Коэффициент мощности, cos φ | 0,5 – 1 | | Диапазон рабочих температур для компонентов системы, (С:– трансформаторов тока, счетчиков | от 15 до 30 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности часоввсех 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( | 2 % Iном ≤I <5 % Iном | 5 % Iном ≤I <20 % Iном | 20 % Iном ≤I <100 % Iном | 100 % Iном ≤I ≤120 % Iном | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | Активная энергия | | 1
2
3 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 | | 4
5 | | 1
2
3 | 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,9 | ±1,9 | | 4
5 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1
2
3 | 0,5 | ±5,6 | ±3,2 | ±2,6 | ±2,6 | | 4
5 | | Реактивная энергия | | 1
2
3 | 0,8 | ±5,5 | ±4,0 | ±3,7 | ±3,7 | | 4 | | 5 | | 1
2
3 | 0,5 | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 | ±3,4 | | 4 | | 5 |
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).
УСПД:
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.
|
| Комплектность | | Наименование | Обозначение(марка и/или тип оборудования, версия ПО) | Кол-во | | 1 | 2 | 3 | | Счетчик электрической энергии | Альфа А1805RAL-P4GB-DW-4 | 5 | | Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 9 | | Трансформаторы напряжения | НТМК-10 | 2 | | Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 | | Устройство сбора и передачи данных | УСПД типа RTU-327L-E2-М2-B2 | 1 |
| 1 | 2 | 3 | | Модем | AnCom STF | 3 | | Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» | АС_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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО «Компонент»
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 по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:
осуществление торговли и товарообменных операций.
|
| Заявитель | ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода»
Адрес: 198097, г. Санкт-Петербург, пр-т Стачек, д. 47.
Тел. (812) 783-68-07, факс (812) 326-56-33.
Http: www.eskzgroup.ru/
|
| Испытательный центр | ГЦИ СИ ФБУ «Тест-С.-Петербург» зарегистрирован в Государственном реестре
под № 30022-10.
190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1.
Тел.: (812) 244-62-28, 244-12-75, факс: (812) 244-10-04.
E-mail: letter@rustest.spb.ru.
| |
