| Номер в госреестре | 58827-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "ИМПЕРАТОРСКИЙ ФАРФОРОВЫЙ ЗАВОД" |
| Изготовитель | ООО "Алаксис", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «ИМПЕРАТОРСКИЙ ФАРФОРОВЫЙ ЗАВОД» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «ИМПЕРАТОРСКИЙ ФАРФОРОВЫЙ ЗАВОД», сбора, обработки, хранения и отображения 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 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 - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);
- вторичные измерительные цепи;
- счетчики электрической энергии.
2-й уровень- информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
- сервер баз данных ЦСОИ ОАО «ИМПЕРАТОРСКИЙ ФАРФОРОВЫЙ ЗАВОД» (далее сервер) с АРМ энергетика;
- 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 счетчиков электрической энергии.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = UI.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
2 2 0 5
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S - P ) ’ .
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Сервер осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному каналу ГТС 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.
Журналы событий сервера и счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Номер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительных каналов | |||
| ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) | ||
| 1 | ТП-3490 ввод 1 | ТОЛ-10, 300/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38395-08 Заводской номер: 0930021 0930022 0930023 | ЗНАМИТ-10(6)-1, 10000/100 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 40740-09; Заводской номер: 074 | Альфа А1800, А1805RAL-P4G-DW-4; !ном (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: -активная энергии - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; - реактивная энергия - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01201641 | о о о 2 а д и м а р и с о П; ;ка ит е г & 0 н э М Р А с И 0 С я р е в р е с & 1 р а п па § 3 2 у за р б о о ЕВ а К |
| 2 | ТП-3490 ввод 2 | ТОЛ-10, 300/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38395-08 Заводской номер: 0930025 0930024 0930026 | ЗНАМИТ-10(6)-1, 10000/100 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 40740-09; Заводской номер: 073 | Альфа А1800, А1805RAL-P4G-DW-4; !ном (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: -активная энергии - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; - реактивная энергия - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 ; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01201643 | |
| 3 | ТП-3134 ввод 1 | ТОЛ-10, 400/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38395-08 Заводской номер: 09040047 09040051 09040049 | ЗНАМИТ-10(6)-1, 6000/100 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 40740-09; Заводской номер: 059 | Альфа А1800, А1805RAL-P4G-DW-4; !ном (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: -активная энергии - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; - реактивная энергия - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01201640 | |
| 4 | ТП-3134 ввод 2 | ТОЛ-10, 400/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38395-08 Заводской номер: 09040048 09040052 09040050 | ЗНАМИТ-10(6)-1, 6000/100 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 40740-09; Заводской номер: 060 | Альфа А1800, А1805RAL-P4G-DW-4; !ном (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: -активная энергии - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; - реактивная энергия - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01201642 | |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии 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.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Экспертиза ПО «Пирамида 2000» проведена ФГУП «ВНИИМС» 26 октября 2011 г. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3.0 | E55712D0-B1B21906- 5D63DA94-9114DAE4 | MD5 |
| Модуль расчета небаланса энергии/ мощности | CalcLeakage.dll | 3.0 | B1959FF7-0BE1EB17- C83F7B0F-6D4A132F | MD5 |
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3.0 | D79874D1-0FC2B156- A0FDC27E-1CA480AC | MD5 |
| Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3.0 | 52E28D7B-608799BB- 3CCEA41B-548D2C83 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3.0 | 6F557F88-5B737261- 328CD778-05BD1BA7 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3.0 | 48E73A92-83D1E664- 94521F63-D00B0D9F | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | 3.0 | C391D642-71ACF405- 5BB2A4D3-FE1F8F48 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | 3.0 | ECF53293-5CA1A3FD- 3215049A-F1FD979F | MD5 |
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 3.0 | 530D9B01-26F7CDC2- 3ECD814C-4EB7CA09 | MD5 |
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3.0 | 1EA5429B-261FB0E2- 884F5B35-6A1D1E75 | MD5 |
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета Номинальное напряжение на вводах системы, кВ
4
6 (ИК 3 - ИК 4)
10 (ИК 1 - ИК 2)
±20
300 (ИК 1 - ИК 2) 400 (ИК 3 - ИК 4)
Отклонение напряжения от номинального, %
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А
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:
- измерительных трансформаторов, счетчиков от 0 до 35
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. 3.
Таблица 3
| а i а & е X | Значение cosj | 0,0Пном < I < 0,05!ном | 0,05!ном < I < 0,2!ном | 0,2!ном < I < Ином | ^ном < 1 < 1,21ном |
| Активная энергия | |||||
| 1 | |||||
| 2 3 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 4 | |||||
| 1 | |||||
| 2 3 | 0,8 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 4 | |||||
| 1 | |||||
| 2 3 | 0,5 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,8 | ±2,8 |
| 4 | |||||
| Реактивная энергия | |||||
| 1 | |||||
| 2 3 | 0,8 | ±5,7 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,9 |
| 4 | |||||
| 1 | |||||
| 2 3 | 0,5 | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 | ±3,4 |
| 4 | |||||
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 220000 ч. Средний срок службы 25 лет;
- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 400000 ч. Средний срок службы 30 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;
- регистрация времени и даты в журналах событий счетчиков:
- 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:
а) 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;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- 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;
- сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «ИМПЕРАТОРСКИЙ ФАРФОРОВЫЙ ЗАВОД».
| 1. Трансформатор тока ТОЛ-10 | - 12 шт. | |
| 2. Трансформатор напряжения ЗНАМИТ-10 (6)-1 | - 4 | шт. |
| 3. Счетчик электрической энергии А1805КАЬ-Р40-Б’^4 | - 4 | шт. |
| 4. Преобразователь интерфейсов MOXA ТСС 100 | - 2 | шт. |
| 5. Повторитель интерфейсов MOXA ТСС 120 | - 1 | шт. |
| 6. Преобразователь интерфейса MOXA NPort 5130 | - 1 | шт. |
| 7. Сотовый модем IRZ MC-52i | - 1 | шт. |
| 8. Модем Zyxel OMNI 56K | - 1 | шт. |
| 9. Сервер баз данных | - 1 | шт. |
| 10. Программное обеспечение «Пирамида 2000» | - 1 | шт. |
| 11. Методика измерений 4222-014-30582525 МИ | - 1 | шт. |
| 12. Паспорт 4222-014-30582525 ПС | - 1 | шт. |
осуществляется в соответствии с документом 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.
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика измерений электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «ИМПЕРАТОРСКИЙ ФАРФОРОВЫЙ ЗАВОД» 4222-014-30582525 МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00325-2014 от 08.05.2014 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «ИМПЕРАТОРСКИЙ ФАРФОРОВЫЙ ЗАВОД»
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 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
- при осуществлении торговли.
