| Номер в госреестре | 66588-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Петропродукт-Отрадное" |
| Изготовитель | ООО "Энергоучет-Автоматизация", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Петропродукт-Отрадное» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Петропродукт-Отрадное», 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:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;
- обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям - участникам рынка электрической энергии (далее внешним организациям);
- предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение 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:
- центр сбора и обработки данных (ЦСОД) АИИС КУЭ ООО «Петропродукт-Отрадное» совмещенный с АРМ главного энергетика;
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- программное обеспечение 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.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают 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.
ЦСОД 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 (статическое TCP/IP подключение к глобальной информационной сети Интернет) и резервному (коммутируемое подключение к телефонной сети общего пользования по технологии CSD ) каналам связи, организованных на базе сетей оператора сотовой связи стандарта GSM.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера энергосбытовой компании в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов сервера и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав измерительных каналов
| № И К | Наиме нование объекта | Состав измерительного канала | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Уровень ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТП-1 РУ-10 кВ яч.9 | ТПЛ-10-М У3 400/5 0,5S ГОСТ 7746- 2001 Г ос.реестр СИ № 22192-07 Зав. №:1770,1799, 1800 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 10000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 16687-07 Зав. №:1223 | «АЛЬФА А1800» A1805RAL-P4GВ-DW-4; Шом = 3х57,7/100 В; !ном = 5 А; Шакс = 10 А; кл. т. в части активной энергии 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11 Зав. №: 01180090 | Каналообразующая аппаратура, ЦСОД совмещенный с АРМ главного энергетика с ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ЦРП, РУ-10 кВ яч.10 | ТОЛ-10-1 У3 400/5 0,5S ГОСТ 7746- 2001 Г ос.реестр СИ № 15128-07 Зав. №:1080,1081, 1212 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 10000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 16687-07 Зав. №:1063 | «АЛЬФА А1800» А1805КАЬ-Р40В-Б'^4; Ином = 3х57,7/100 В; !ном = 5 А; 1макс = 10 А; кл. т. в части активной энергии 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11 Зав. №: 01178320 | Каналообразующая аппаратура, ЦСОД совмещенный с АРМ главного энергетика с ПО «Альф аТ ЦЕНТР» |
Примечания:
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 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».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | amrserver.exe |
| amrc.exe | |
| cdbora2.dll | |
| encryptdll.dll | |
| ac metrology.dll | |
| Номер версии (идентификационный номер) | 4.15.0.0 и выше |
| ПО | 4.15.1.0 и выше |
| 4.14.0.0 и выше | |
| 2.0.0.0 и выше | |
| 12.1.0.0 | |
| Цифровой идентификатор ac_metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Уровень защиты ПО «Альфа-ЦЕНТР» соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические характеристики приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета | 2 |
| Номинальные значения напряжения на вводах системы, кВ | 10 |
| Отклонение напряжения от номинального значения, % | ±10 |
| 1 | 2 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 400 |
| Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока | от 1 до 120 |
| Коэффициент мощности, cos ф | от 0,5 до 1 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), % для рабочих условий эксплуатации
| Номер ИК | Значение cosj | 0,0Пном < I < 0,05!-ном | 0,05^ < I < 2Мном | 20им < I < 100!ном | 100им < I < 120!ном |
| Активная энергия | |||||
| ИК1 ИК2 | 1,0 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,7 | ±1,7 |
| ИК1 ИК2 | 0,8 | ±3,4 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| ИК1 ИК2 | 0,5 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,8 | ±2,8 |
| Реактивная энергия | |||||
| ИК1 ИК2 | 0,8 | ±5,7 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,9 |
| ИК1 ИК2 | 0,5 | ±4,3 | ±3,5 | ±3,4 | ±3,4 |
Таблица 5 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - измерительных трансформаторов, счетчиков | от 0 до + 35 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее: - Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4 | 120000 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии A1805RAL-P4GE-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч;
- трансформатор тока ТОЛ-10-1, ТПЛ-10 М- среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч;
- трансформатор напряжения НАМИТ-10-2УХЛ2 - среднее время наработки на отказ не менее 400000 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:
а) счетчиками электрической энергии:
- 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, напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок;
б) защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на АРМ;
- возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания -30 лет;
- АРМ - 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 «Петропродукт-Отрадное».
Таблица 6 - Комплект поставки АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 3 шт. |
| ТОЛ-10-1 | 3 шт. | |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ - 10-2УХЛ2 | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии | Альфа A1805RAL-P4GВ-DW-4 | 2 шт. |
| Сотовый модем | IRZ ATM2-232 | 1 шт. |
| Сотовый модем | IRZ MC-52pu | 1 шт. |
| Коннектор | МОХА | 2 шт. |
| 3G -роутер | RUH2b | 1 шт. |
| ЦСОД совмещенный с АРМ главного энергетика | 1 шт. | |
| Программное обеспечение | «Альфа-ЦЕНТР» | 1 шт. |
| Методика измерений | ЭУАВ.091510.013 МИ | 1 шт. |
| Паспорт | ЭУАВ.091510.013 ПС | 1 шт. |
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Методика проверки идентификационных данных ПО приведена в разделе 5 Паспорта.
Основные средства поверки:
- 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Измерения производятся в соответствии с документом ЭУАВ.091510.013МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Петропродукт-Отрадное».
Свидетельство об аттестации № 09-RA.RU.311468-2016 от 21.11.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Петропродукт-Отрадное»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
