| Номер в госреестре | 54844-13 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Хендэ Мотор Мануфактуринг Рус" |
| Изготовитель | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Хендэ Мотор Мануфактуринг Рус» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Хендэ Мотор Мануфактуринг Рус», ООО «Хендэ Хайско Рус», ООО «Мобис Модуль СНГ», 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 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 - уровень точек измерения, включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);
- вторичные измерительные цепи;
- счетчики электрической энергии.
2-й уровень - уровень базы данных, включающий:
- сервер баз данных отдела главного энергетика (далее - сервер БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Хендэ Хайско Рус», ООО «Мобис Модуль СНГ»;
- 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 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 БД 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 и резервному каналу GSM связи.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера ЦСОД гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов сервера ЦСОД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера БД в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Состав измерительных каналов | |||||
| Номер ИК | Наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | Оборудование уровня базы данных (2-й уровень) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч. А01, «Ввод №1» | TPU 45.23; 1600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 17085-98; Заводской номер: 1VLT5109020599 1VLT5109020600 1VLT5109020598 | TJP4; 10000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 17083-08; Заводской номер: 1VLT5209009010 1VLT5209009011 1VLT5209009012 | Альфа А1800, A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01197641 | - каналообразующая аппаратура; - сервер БД отдела главного энергетика и АРМ ООО «Хендэ Хай-ско Рус» и АРМ ООО «Мобис Модуль СНГ»; - ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
| 2 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч. А17, «Ввод №2» | TPU 45.23; 1600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 17085-98; Заводской номер: 1VLT5109020602 1VLT5109020601 1VLT5109020603 | TJP4; 10000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 17083-08; Заводской номер: 1VLT5209009013 1VLT5209009014 1VLT5209009015 | Альфа А1800, A1805RALQ-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01197640 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч. А12 | TPU 40.23; 100/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 17085-98; Заводской номер: 1VLT5111055832 1VLT5111055833 1VLT5111055834 | TJP4; 10000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 17083-08; Заводской номер: 1VLT5209009010 1VLT5209009011 1VLT5209009012 | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; Iном (Iмакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01229902 | |
| 4 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч. А13 | TPU 40.23; 200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 17085-98; Заводской номер: 1VLT5111055838 1VLT5111055839 1VLT5111055840 | TJP4; 10000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 17083-08; Заводской номер: 1VLT5209009010 1VLT5209009011 1VLT5209009012 | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01229903 | - каналообразующая аппаратура; - сервер БД отдела главного энергетика и АРМ ООО «Хендэ Хай-ско Рус» и АРМ ООО «Мобис Модуль СНГ»; - ПО «Альфа-ЦЕНТР |
| 5 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч. А22 | TPU 40.23; 200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 17085-98; Заводской номер: 1VLT5111055841 1VLT5111055842 1VLT5111055843 | TJP4; 10000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 17083-08; Заводской номер: 1VLT5209009013 1VLT5209009014 1VLT5209009015 | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01229904 | |
| 6 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ, яч. А23 | TPU 40.23; 100/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 17085-98; Заводской номер: 1VLT5111055835 1VLT5111055836 1VLT5111055837 | TJP4; 10000/^3/100/^3; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 17083-08; Заводской номер: 1VLT5209009013 1VLT5209009014 1VLT5209009015 | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01229905 |
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) «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 разделом 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 «АльфаЦЕНТР» | отсутствует | 12.01 | 3E736B7F380863F44C C8E6F7BD211C54 | MD5 |
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета Номинальное напряжение на вводах системы, кВ Отклонение напряжения от номинального, %
6
10
±5
100 (ИК 3, 6) 200 (ИК 4, 5) 1600 (ИК 1, 2) от 1 до 120 0,5 - 1
от 0 до 30
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Коэффициент мощности, cos ф
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:
- измерительных трансформаторов, счетчиков Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с ±5 Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее 120000
Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
| Но мер ИК | Наименование присоединения | Зна- че- ние cos j | 1%1ном < I < 5%1ном | 5%1ном < I < 20%1ном | 20%1ном < I < 100%1ном | 100%1ном < I < 120%1ном |
| Активная энергия | ||||||
| 1 2 3 4 5 6 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А01, «Ввод №1» РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А17, «Ввод №2» РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А12 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А13 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А22 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А23 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 1 2 3 4 5 6 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А01, «Ввод №1» РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А17, «Ввод №2» РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А12 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А13 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А22 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А23 | 0,8 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 1 2 3 4 5 6 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А01, «Ввод №1» РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А17, «Ввод №2» РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А12 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А13 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А22 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А23 | 0,5 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,8 | ±2,8 |
| Но мер ИК | Наименование присоединения | Зна- че- ние cos j | 1%1ном < I < 5%1ном | 5%1ном < I < 20%1ном | 20%!ном < I < 100%!ном | 100%!ном < I < 120%!ном |
| Реактивная энергия | ||||||
| 1 2 3 4 5 6 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А01, «Ввод №1» РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А17, «Ввод №2» РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А12 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А13 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А22 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А23 | 0,8 | ±5,7 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,9 |
| 1 2 3 4 5 6 | РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А01, «Ввод №1» РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А17, «Ввод №2» РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А12 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А13 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А22 РТП-10 кВ, РУ-10 кВ,яч. А23 | 0,5 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 |
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 23000000 ч;
- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 8000000 ч. 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:
- счетчиками электрической энергии:
о попыток несанкционированного доступа;
о связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных; о коррекции текущих значений времени и даты; о отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; о перерывов питания;
о 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.
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 состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Хендэ Мотор Мануфактуринг Рус».
| Наименование | Кол-во |
| Счетчик электрической энергии Альфа А1800 | 6 |
| Трансформатор напряжения TJP4 | 6 |
| Трансформатор тока TPU 45.23 | 6 |
| Трансформатор тока TPU 40.23 | 12 |
| Преобразователь интерфейсов Fractal RX1-4.220 | 1 |
| Преобразователь интерфейсов Adam 4520 | 1 |
| Преобразователь интерфейсов Moxa Nport 5230 | 1 |
| GSM модем Cinterion MC 35 | |
| Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» АС РЕ 10 | 1 |
| Инструкция по формированию и ведению базы данных 58317473.422231.1107-05.И4 | 1 |
| Инструкция по эксплуатации 58317473.422231. 1107-05.ИЭ | 1 |
| Руководство пользователя 58317473.422231. 1107-05.И3 | 1 |
| Технологическая инструкция 58317473.422231. 1107-05.И2 | 1 |
| Методика измерений 58317473.422231. 1107-05.МИ | 1 |
| Паспорт 58317473.422231. 1107-05.ПС | 1 |
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информа-ционно-изме-рительная 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 активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Хендэ Мотор Мануфактуринг Рус» 58317473.422231.1107-05.МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00207-2012 от 20.02.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «Хендэ Мотор Мануфактуринг Рус»
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».
- осуществление торговли и товарообменных операций.
