Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "ИЗМЕРОН-Недвижимость". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "ИЗМЕРОН-Недвижимость"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 373 п. 24 от 29.05.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 46613
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «ИЗМЕРОН-Недвижимость» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «ИЗМЕРОН-Недвижимость», сбора, обработки, хранения полученной информации.

Описание

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 - трансформаторы тока (ТТ) типа ТПЛ-10-М, 300/5, Госреестр СИ № 22192-07, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) типа ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2, 6000/100, Госреестр СИ № 40740-09, класс точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа Альфа А1800 A1805RAL-P4G-DW-4 (Госреестр СИ № 31857-06), класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электрической энергии и класс точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (2 точки измерений);

2-й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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 Альфа А1800 A1805RAL-P4G-DW-4.

Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывает 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.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2 - P2)0,5.

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 осуществляется по телефонной сети общего пользования или каналу передачи данных стандарта GSM на АРМ АИИС КУЭ ООО «ИЗМЕРОН-Недвижимость» и в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера (БД) гарантирующего поставщика в ходе опроса счетчиков. 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 (сервер БД) АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, АРМ) не превышает ±5 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчика и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1. Таблица 1

Канал учета

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

Номер ИК

Наименование объекта учета (по документ. предприятия)

Номер по схеме (документ. предприятия), вид СИ

Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики

1

2

3

4

5

1

РТП-881 ввод 1

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М, 300/5;

ГОСТ 7746-2001;

класс точности 0,5S Госреестр СИ № 22192-07 зав.№ 874 зав.№ 875 зав.№ 876

Сила переменного тока

Трансформатор напряжения

ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ 2, 6000/100,

ГОСТ 1983-2001

класс точности 40740-09

зав.№ 013

Напряжение переменного тока

Счетчик электрической энергии

Альфа А1800

A1805RAL-P4G-DW-4;

Ином = 3х57,7/100 В;

Ihom = 5 А;

какс = 200 %Ihom;

класс точности в части

активной энергии 0,5S ГОСТ Р 52323-05;

в части реактивной энергии 1,0

ГОСТ 26035-83;

Госреестр СИ № 31857-06

зав.№ 01193539

Электрическая энергия активная и реактивная, средняя мощность активная и реактивная

Каналообразующая аппаратура, АРМ с ПО «АльфаЦЕНТР»

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

2

РТП-881 ввод 2

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М, 300/5;

ГОСТ 7746-2001;

класс точности 0,5S Госреестр СИ № 22192-07 зав.№ 195 зав.№ 877 зав.№ 878

Сила переменного тока

Трансформатор напряжения

ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ 2, 6000/100,

ГОСТ 1983-2001

класс точности 40740-09

зав.№ 011

Напряжение переменного тока

Счетчик электрической энергии

Альфа А1800

A1805RAL-P4G-DW-4;

ином = 3х57,7/100 В;

1ном = 5 А;

1макс = 200 %1ном;

класс точности в части

активной энергии 0,5S ГОСТ Р 52323-05;

в части реактивной энергии 1,0

ГОСТ 26035-83;

Госреестр СИ № 31857-06

зав.№ 01193548

Электрическая энергия активная и реактивная, средняя мощность активная и реактивная

Каналообразующая аппаратура, АРМ с ПО «АльфаЦЕНТР»

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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «Альфа ЦЕНТР» под № 44595-10.

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - C.

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.

Таблица 2

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

6

ПО «Альфа ЦЕНТР» РЕ

программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe)

Amrserver.exe

3.28.0.0

F9AAF6822BF46A3D B8803153391C02D4

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

Amrc.exe

3.28.3.0

A9D0EF2B6B1B6257 007D931D527BA040

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

ПО «Альфа ЦЕНТР» РЕ

драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

Amra.exe

3.28.3.0

FD143E93D210CDD5

A39E6A8C534DE6C7

MD5

драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

3.27.0.0

4906F2770A9FF453E

BE6003BE8FBFCEC

библиотека шифрования пароля счетчиков

encryptdll.dll

2.0.0.0

0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

нет

b8c331abb5e34444170 eee9317d635cd

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

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:

- трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков            от 0 до 30

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

№ ИК

Наименование присоединения

Значение cos<p

1%1ном < I < 5%1ном

5%1ном < I < 20%1ном

20%1ном < I < 100%1ном

100%1ном < I < 120%1ном

Активная энергия

1

РТП-881 Ввод 1

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

±1,6

2

РТП-881 Ввод 2

1

РТП-881 Ввод 1

0,8

±3,3

±2,4

±2,0

±2,0

2

РТП-881 Ввод 2

1

РТП-881 Ввод 1

0,5

±5,7

±3,5

±2,8

±2,8

2

РТП-881 Ввод 2

Реактивная энергия

1

РТП-881 Ввод 1

0,8

±9,6

±3,9

±2,7

±2,6

2

РТП-881 Ввод 2

1

РТП-881 Ввод 1

0,5

±6,8

±3,0

±2,3

±2,2

2

РТП-881 Ввод 2

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

- трансформатор тока - средний срок службы 30 лет;

- трансформатор напряжения - средний срок службы 30 лет.

Надежность системных решений:

■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться на АРМ (сервер БД) АИИС КУЭ и в организации-участники рынка электрической энергии по коммутируемой телефонной линии сети общего пользования (основной канал) и/или каналу передачи данных оператора мобильной 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;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной колодки;

АРМ(сервер БД);

■ защита информации на программном уровне:

установка пароля на счетчик;

установка пароля на АРМ (сервер БД).

Глубина хранения информации:

■ счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

■ АРМ (сервер БД) - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «ИЗМЕРОН-Недвижимость».

Комплектность

Наименование

Кол-во

Трансформатор тока типа ТПЛ-10-М

6

Трансформатор напряжения типа ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный типа Альфа А1800 A1805RAL-P4G-DW-4

2

Модем Zyxel U-336E

1

Терминал сотовой связи Cinterion MC 52i

1

Методика измерений 230211-ИЗ-АК МИ

1

Методика поверки 432-079-2012 МП

1

Паспорт 230211-ИЗ-АК ПС

1

ПО «АльфаЦЕНТР»

1

Поверка

осуществляется по документу 432-079-2012 МП «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «ИЗМЕРОН-Недвижимость». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тест-С.-Петербург» 09.04.2012 г.

Перечень эталонов, применяемых при поверке:

- средства поверки трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- средства поверки трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88 «Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- средства поверки счетчиков электрической энергии по документу МП-2203-00422-2006 «Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный типа АЛЬФА А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе 230211-ИЗ-АК МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «ИЗМЕРОН-Недвижимость». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00190-2011 от 09 сентября 2011 г.

Нормативные документы

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. 432-079-2012 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «ИЗМЕРОН-Недвижимость». Методика поверки».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание