| Номер в госреестре | 51617-12 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "НЕП" |
| Изготовитель | ООО "Энергоучет-Автоматизация", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «НЕП» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «НЕП» (административное здание, цех по фасовке чая по адресу : Санкт-Петербург, Октябрьская набережная, дом 104, корп.2 лит. А, Б, Л, В), 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 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 - трансформаторы тока (ТТ) типа ТШП-0,66У3, 600/5, Госреестр СИ № 40473-09 и ТОЛ-10-1-2У2,150/5, Госреестр СИ № 15128-07, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ 2, 6000/100, Госреестр СИ № 40740-09, класс точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счётчики электрической энергии трехфазные статические типа Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN и ART2-00 PQRSIDN , Госреестр СИ № 23345-07, 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 таблице 1 (2 точки измерения);
2-й уровень - каналообразующая аппаратура (преобразователи интерфейсов, модемы) автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР».
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 типа Меркурий 230 (ART2-03 PQRSIDN и ART2-00 PQRSIDN). Счетчики производят измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывают полную мощность.
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.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U*I.
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.
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 на АРМ главного энергетикам ООО «НЕП» осуществляется посредством локальной вычислительной сети предприятия, по технологии Ethernet.
Передача данных в центр сбора и обработки данных (ЦСОД) гарантирующего поставщика производится по коммутируемым каналам оператора сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800.
Коррекция часов счетчиков производится от часов ЦСОД гарантирующего поставщика 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 АРМ АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, сервера БД) не превышает ±5 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Оборудование АРМ (2-й уровень) | ||
| 1 | Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ (ТП-13369); ТУ№ 1 | ТШП-0,66У3; 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 40473-09 зав.№ 356492; зав. № 356494 зав. № 362228 | - | Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN ; I™ (!макс) = 5 (7,5) А; U™ = 3х220/380 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; зав. №: 09281431 | Каналообразующая аппаратура, ПО АльфаЦентр |
| 2 | Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель № 2, ТУ№ 2 | ТОЛ-10-1-2У2; 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 15128-07; зав. № 25238 зав. № 25144 зав. № 25560 | ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ 2 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 40740-09; зав. № 043 | Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN ; I™ (!макс) = 5 (7,5) А; U™ = 3х57,7/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; зав. №: 09323266 | |
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.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР».
ПО «Альфа ЦЕНТР» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «Альфа ЦЕНТР» под № 44595-10.
Уровень защиты ПО «Альфа ЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изме-
нений в соответствии с МИ 3286-2010 - C.
Идентификационные данные ПО «Альфа ЦЕНТР» приведены в таблице 2. Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Наименование файла | Номер версии программно -го обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» PE | 12.01 | 3E736B7F380863F4 4CC8E6F7BD211C54 | MD5 |
• ПО внесено в Госреестр СИ РФ № 44595-10 в составе комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии ИВК «АльфаЦЕНТР»;
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», 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 «АльфаЦЕНТР»;
• Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристикиОсновные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ табл. 3. Таблица 3 | приведены в |
| Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета | 2 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 0, |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ± 10 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 600 (PIK1) 150 (PIK2) |
| 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, напряжения счетчиков, °С | от 0 до 35 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее | 150 000 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «НЕП» приведены в табл. 4.
| № ИК | Наименование присоединения | Значение cosj | 1%!ном < I < 5%!ном | 5%!ном < I < 20%!ном | 20%!ном < I < 100%!ном | 100%!ном < I < 120%!ном |
| Активная энергия | ||||||
| 1 | Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ ( ТП-13369);ТУ№ 1 | 1,0 | ±2,1 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 2 | Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель N° 2, ТУ№» 2 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 1 | Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ ( ТП-13369);ТУ№> 1 | 0,8 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| 2 | Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель N° 2, ТУ№ 2 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 1 | Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ ( ТП-13369);ТУ№ 1 | 0,5 | ±5,5 | ±3,1 | ±2,2 | ±2,2 |
| 2 | Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель № 2, ТУ№ 2 | ±5,5 | ±3,3 | ±2,6 | ±2,6 | |
| Реактивная энергия | ||||||
| 1 | Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ ( ТП-13369);ТУ№ 1 | 0,8 | ±5,1 | ±3,6 | ±3,1 | ±3,1 |
| 2 | Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель № 2, ТУ№ 2 | ±5,1 | ±3,6 | ±3,1 | ±3,1 | |
| 1 | Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ ( ТП-13369);ТУ№ 1 | 0,5 | ±3,7 | ±2,7 | ±2,5 | ±2,5 |
| 2 | Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель № 2, ТУ№ 2 | ±3,7 | ±2,7 | ±2,5 | ±2,5 | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч., средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа ТОЛ-10-1-2У2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 х 105 ч., средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа ТШП-0,66У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4 х 105 ч.;
- трансформаторы напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4 х 105 ч., средний срок службы 30 лет
Надежность системных решений:
■ резервирование каналов связи и баз данных: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по основному и резервному каналам передачи данных через сети двух различных операторов сотовой связи стандарта GSM ;
■ регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика, трансформатора тока и напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной колодки;
- АРМ;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля 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.
наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измери-тельную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «НЕП».
| Наименование | Кол-во |
| Трансформатор тока ТОЛ-10-1-2У2 | 3 |
| Трансформатор тока ТШП-0,66 У3 | 3 |
| Трансформатор напряжения ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный типа: Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN | 1 |
| Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN | 1 |
| GSM-модем Novacom MC-35it | 2 |
| Преобразователь интерфейсов MOXA NPort 6450 | 1 |
| Методика измерений ЭУАВ.061064.014.АИ-МИ | 1 |
| Паспорт ЭУАВ.061064.014.АИ -ПС | 1 |
осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная 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 ЭУАВ.061064.014.АИ-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «НЕП». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00238-2012 от 03.09.2012.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «НЕП»
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. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ПОВЕРКИ».
- осуществление торговли и товарообменных операций.
