| Номер в госреестре | 49994-12 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "ИЗМЕРОН-Недвижимость" |
| Изготовитель | ООО "Балтекс", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
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.
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 = UI.
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 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; I = 5 А- Аном 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.№ 01193539 | Электрическая энергия активная и реактивная, средняя мощность активная и реактивная | ||
| Каналообразующая аппаратура, АРМ с ПО «АльфаЦЕНТР» | ||||
| 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; Т = 5 А- Аном Тмакс = 200 %Тном; 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.
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 изме-
нений 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 |
| 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 |
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета 2
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ 6
Отклонение напряжения от номинального, % ±20
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А 300
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
| № | Наименование | Значение | 1%1ном < I < 5%1ном | 5%1ном < I < 20%1ном | 20%1ном < I < 100%1ном | 100%1ном < I < 120%1ном |
| ИК | присоединения | cosj | ||||
| 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.
наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «ИЗМЕРОН-Недвижимость».
| 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 «Альф аТ ЦЕНТР» | 1 |
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.
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 и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «ИЗМЕРОН-Недвижимость»
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».
- осуществление торговли и товарообменных операций.
