| Номер в госреестре | 55818-13 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности бизнес-центра ОАО "Икофлок" |
| Изготовитель | ООО "Энергоучет-Автоматизация", 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 бизнес-центра ОАО «Икофлок» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами бизнес-центра ОАО «Икофлок», 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, включающий:
- центр сбора и обработки данных (ЦСОД), совмещенный с автоматизированным рабочим местом (АРМ);
- программное обеспечение (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 электронного счетчика электрической энергии. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = UI.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем 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.
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 результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному и резервному каналам передачи данных реализованных на базе сети операторов сотовой связи стандарта GSM.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера ЦСОД ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера ЦСОД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Номер | Наименование | Состав измерительных каналов | |||
| ИК | Присоединения | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТП 4173, яч. 2 | ТОЛ-10-1-1-У2, 300/5; 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47959-11; Зав. № 51446, 51556, 51609 | НАМИТ-10-2 УХЛ2, 6000/100; 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 3949110000005 | Альфа А1800, A1805RAL-Р4GВ-DW-4; !ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01236424 | ЦСОД с АРМ, ПО «АльфаЦентр» |
| 2 | ТП 4173, яч. 8 | ТОЛ-10-1-1-У2, 300/5; 0,5, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47959-11; Зав. № 51445, 51498, 51499 | НАМИТ-10-2 УХЛ2, 6000/100; 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 3949110000008 | Альфа А1800, A1805RAL-Р4GВ-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01236431 | каналообразующая аппаратура |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ТП 4174, ф.45 - 66 | ТОЛ-10-1-7-У2, 100/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47959-11; Зав. № 4846, 4847, 4848 | НАМИТ-10-2 УХЛ2, 6000/100; 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 3949110000004 | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; !ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01236419 | ЦСОД с АРМ, ПО «АльфаЦентр» каналообразующая аппаратура |
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) «Альфа ЦЕНТР».
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
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программное обеспечение | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | отсутствует | 12.01 | 3E736B7F380863F44 CC8E6F7BD211C54 | MD5 |
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета Номинальное напряжение на вводах системы, кВ Отклонение напряжения от номинального, %
3
6
±10
100 (ИК 3) 300 (ИК 1, 2)
от 1 до 120 0,5 - 1
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
- трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков от 5 до 35
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех
компонентов системы, с ±5
Средняя наработка на отказ счетчиков Альфа А1800, ч, не менее 120000
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
| Но мер ИК | Значе ние cosj | 1 % 1ном <1 <5 % 1ном | 5 % 1ном <20 % 1ном | 20 % 1ном <1 <100 % 1ном | 100 % 1ном <1 <120 % и |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Активная энергия | |||||
| 1-3 | 1,0 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±3,1 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,5 | |
| Реактивная энергия | |||||
| 1-3 | 0,8 | ±5,1 | ±3,7 | ±3,1 | ±3,1 |
| 0,5 | ±3,6 | ±2,7 | ±2,5 | ±2,5 | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ, не менее Т = 120000 ч, (Альфа А 1800), средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа ТОЛ-10 - среднее время наработки на отказ, не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы напряжения типа НАМИТ-10-2 - среднее время наработки на отказ, не менее Т = 4000000 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;
- 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 ЦСОД;
- возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
- сервер ЦСОД - 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 электроэнергии и мощности бизнес-центра ОАО «Икофлок».
| 1. | Трансформатор тока ТОЛ-10 | 9 шт. |
| 2. | Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 | 3 шт. |
| 3. | Счетчик электрической энергии АЛЬФА А 1805 | 3 шт. |
| 4. | Сотовый терминал IRZ MC52it | 2 шт. |
| 5. | Преобразователь интерфейсов MOXA NPort 6450 | 1 шт. |
| 6. | 3G-роутер IRZ RUH2 | 1 шт. |
| 7. | Сервер ЦСОД | 1 шт. |
| 8. | Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» | 1 шт. |
| 9. | Методика измерений ЭУАВ.041206.013 АИ- МИ | 1 экз. |
| 10. Паспорт ЭУАВ.041206.013 АИ-ПС | 1 экз. | |
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.
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 бизнес-центра ОАО «Икофлок» ЭУАВ.041206.013АИ-МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.000298-2013 от 09.10.2013 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ бизнес-центра ОАО «Икофлок»
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 информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
