| Номер в госреестре | 53173-13 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Филиала ОАО "ЦКБМ" - "ЦКБМ 2» |
| Изготовитель | ЗАО "ЭНКОМ", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Филиала ОАО «ЦКБМ» - «ЦКБМ 2» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами филиала ОАО «ЦКБМ» -«ЦКБМ 2», сбора, обработки, хранения полученной информации.
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 ТЛО-10, 1000/5, 600/5 Госреестр СИ № 25433-08, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения (ТН) типа ЗНОЛ.06-6 У3, 6000/100, ЗНОЛ.06-10 У3, 10000/100 Госреестр СИ № 3344-04, класс точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 типа А1805RAL-P4G-DW-4, (Госреестр СИ № 31857-06), класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электрической энергии и класс точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (3 точки измерения);
2-й уровень - каналообразующая аппаратура, автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика и программное обеспечение (далее ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных типа Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4.
Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии, выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = UI.
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 данных осуществляется по основному и резервному каналу телефонной сети общего пользования (ТФОП) на АРМ филиала ОАО «ЦКБМ» - «ЦКБМ 2» и в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Приемник GPS BU-353 осуществляет синхронизацию часов АРМ.
Коррекция часов счетчиков выполняется при сеансах опроса, автоматически, если расхождение часов АРМ и внутренних часов счетчиков АИИС КУЭ превышает ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков и АРМ АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| № | Наименование | Состав измерительного канала | |||
| ИК | объекта | Т рансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Уровень ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Т-1, РУ-6 кВ | ТЛО-10; 1000/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-08 зав. № 535 зав. № 534 зав. № 533 | ЗНОЛ.06-6 У3; 6000/V3 / 100/V3; КТ 0,5 ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 3344-04 зав. № 4367 зав. № 4695 зав. № 4703 | Альфа А1800; А1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5(10) А; ином = 3х57,7/100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005, по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Г осреестр СИ № 31857-06 зав. № 01 174 246 | Каналообра зующая аппаратура, АРМ, ПО «Альфа-ЦЕНТР», Г осреестр СИ № 20481-00 |
| 2 | Т-2, РУ-6 кВ | ТЛО-10; 1000/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 25433-08 зав. № 538 зав. № 537 зав. № 536 | ЗНОЛ.06-6 У3; 6000/V3 / 100/V3; КТ 0,5 ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 3344-04 зав. № 4635 зав. № 4500 зав. № 4701 | Альфа А1800; А1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3х57,7/100 В; КТ: по активной энзргии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005, по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-06 зав. № 01 174 255 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | Т-3, РУ-10 кВ | ТЛО-10; 600/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 25433-08 зав. № 541 зав. № 540 зав. № 539 | ЗНОЛ.06-10 У3; 10000/V3 / 100/V3; КТ 0,5 ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 3344-04 зав. № 8181 зав. № 9433 зав. № 7275 | Альфа А1800; А1805RAL-P4G-DW-4; !ном ([макс) = 5 (10) А; ином = 3х57,7/100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005, по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Г осреестр СИ № 31857-06 зав. № 01 174 251 | Каналообра зующая аппаратура, АРМ, ПО «Альфа-ЦЕНТР», Г осреестр СИ № 20481-00 |
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и 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.
ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электроэнергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электроэнергии 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.
Т аблица 2
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля(идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | программа-планировщик опроса и передачи данных | Amrserver.exe | 3.18.0.0 | 1907cf524865a1d0 c0042f5eeaf4f866 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 3.18.5.0 | 952af19eb076cac5 2ba8fec50610bf8e | ||
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3.18.5.0 | a0452b7db9324061 cd02025c74ae95dc | ||
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 3.9.2.0 | a2f6e 17ef251 d05b 6db50ebfb3d2931a | ||
| библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | ||
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | нет данных | b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
• ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр» № 20481-00;
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;
• Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.
Таблица 3
| Количество ИК коммерческого учета | 3 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 6, 10 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±5 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 1000 (ИК 1, 2) 600 (ИК 3) |
| Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока | от 2 до 120 |
| Коэффициент мощности, cos ф | 0,5 - 1 |
| Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков, | от 10 до 25 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее | 120000 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 4.
Таблица 4
| № | Наименование | Значение | 2%1ном < | 5%1ном < | 20%1ном < | 100%1ном < |
| ИК | присоединения | cosj | [<5%1ном | [<20%1ном | [<100%1ном | [<120%1ном |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Активная энергия | ||||||
| 1 | Т-1, РУ-6 кВ | |||||
| 2 | Т-2, РУ-6 кВ | 1,0 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 |
| 3 | Т-3, РУ-10 кВ | |||||
| 1 | Т-1, РУ-6 кВ | |||||
| 2 | Т-2, РУ-6 кВ | 0,8 | ±3,1 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 3 | Т-3, РУ-10 кВ | |||||
| 1 | Т-1, РУ-6 кВ | |||||
| 2 | Т-2, РУ-6 кВ | 0,5 | ±5,6 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 |
| 3 | Т-3, РУ-10 кВ | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Реактивная энергия | ||||||
| 1 2 3 | Т-1, РУ-6 кВ Т-2, РУ-6 кВ Т-3, РУ-10 кВ | 0,9 | ±6,7 | ±4,0 | ±3,0 | ±3,0 |
| 1 | Т-1, РУ-6 кВ | |||||
| 2 | Т-2, РУ-6 кВ | 0,8 | ±4,8 | ±3,1 | ±2,4 | ±2,4 |
| 3 | Т-3, РУ-10 кВ | |||||
| 1 | Т-1, РУ-6 кВ | |||||
| 2 | Т-2, РУ-6 кВ | 0,5 | ±3,1 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 |
| 3 | Т-3, РУ-10 кВ | |||||
Примечание - В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - средняя наработка до отказа 4-105 часов;
- трансформатор напряжения - средняя наработка до отказа 4-106 часов.
Надежность системных решений:
■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по резервной телефонной линии общего пользования;
■ регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной колодки;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на АРМ.
Глубина хранения информации:
■ счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
■ АРМ - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
| Наименование | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока ТЛО-10 | 9 |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6(10) У3 | 9 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный типа Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4 | 3 |
| Модем US Robotics 56K V92 ext | 3 |
| Методика выполнения измерений электроэнергии с использованием АИИС КУЭ на предприятии Филиал ОАО «ЦКБМ» - «ЦКБМ 2» | 1 |
| Паспорт-формуляр 0705-66.00.000 ПФ | 1 |
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 таблице 2 МИ 3000-2006.
Методика измерений приведена в документе «Методика выполнения измерений электроэнергии с использованием АИИС КУЭ на предприятии Филиал ОАО «ЦКБМ» -«ЦКБМ 2». Свидетельство об аттестации МВИ № 2203-249А-02545 от 25.08.2010 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ Филиал аОАО «ЦКБМ» - «ЦКБМ 2»
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 информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
- осуществление торговли и товарообменных операций.
