Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "НЕП"
| Номер в ГРСИ РФ: | 51617-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Энергоучет", г.С.-Петербург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО ┌НЕП√ (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО ┌НЕП√ (административное здание, цех по фасовке чая по адресу : Санкт-Петербург, Октябрьская набережная, дом 104, корп.2 лит. А, Б, Л, В), сбора, обработки, хранения полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 51617-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "НЕП" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 48585 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 896 п. 21 от 29.10.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергоучет-Автоматизация", г.С.-Петербург
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МИ 3000-2006 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 51617-12: Описание типа СИ | Скачать | 230.5 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «НЕП» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «НЕП» (административное здание, цех по фасовке чая по адресу : Санкт-Петербург, Октябрьская набережная, дом 104, корп.2 лит. А, Б, Л, В), 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 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 - трансформаторы тока (ТТ) типа ТШП-0,66У3, 600/5, Госреестр СИ № 40473-09 и ТОЛ-10-1-2У2,150/5, Госреестр СИ № 15128-07, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ 2, 6000/100, Госреестр СИ № 40740-09, класс точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счётчики электрической энергии трехфазные статические типа Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN и ART2-00 PQRSIDN , Госреестр СИ № 23345-07, класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электрической энергии и класс точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (2 точки измерения);
2-й уровень - каналообразующая аппаратура (преобразователи интерфейсов, модемы) автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика с программным обеспечением (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 типа Меркурий 230 (ART2-03 PQRSIDN и ART2-00 PQRSIDN). Счетчики производят измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывают 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 на АРМ главного энергетикам ООО «НЕП» осуществляется посредством локальной вычислительной сети предприятия, по технологии Ethernet.
Передача данных в центр сбора и обработки данных (ЦСОД) гарантирующего поставщика производится по коммутируемым каналам оператора сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800.
Коррекция часов счетчиков производится от часов ЦСОД гарантирующего поставщика в ходе опроса. 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 АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, сервера БД) не превышает ±5 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
|
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
Оборудование АРМ (2-й уровень) | ||
|
1 |
Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ (ТП-13369); ТУ№ 1 |
ТШП-0,66У3; 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 40473-09 зав.№ 356492; зав. № 356494 зав. № 362228 |
- |
Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN ; 1ном (Тмакс) = 5 (7,5) А; Uhom = 3х220/380 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; зав. №: 09281431 |
Каналообразующая аппаратура, ПО АльфаЦентр |
|
2 |
Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель № 2, ТУ№ 2 |
ТОЛ-10-1-2У2; 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 15128-07; зав. № 25238 зав. № 25144 зав. № 25560 |
ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ 2 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 40740-09; зав. № 043 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN ; Ihom (Тмакс) = 5 (7,5) А; Uhom = 3х57,7/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; зав. №: 09323266 | |
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) «Альфа ЦЕНТР».
ПО «Альфа ЦЕНТР» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «Альфа ЦЕНТР» под № 44595-10.
Уровень защиты ПО «Альфа ЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изме-
нений в соответствии с МИ 3286-2010 - C.
Идентификационные данные ПО «Альфа ЦЕНТР» приведены в таблице 2.
Таблица 2
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Альфа ЦЕНТР» PE |
12.01 |
3E736B7F380863F4 4CC8E6F7BD211C54 |
MD5 |
• ПО внесено в Госреестр СИ РФ № 44595-10 в составе комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии ИВК «АльфаЦЕНТР»;
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР»;
• Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
|
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета |
2 |
|
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ |
0,4; 6 |
|
Отклонение напряжения от номинального, % |
± 10 |
|
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А |
600 (PIK1) 150 (PIK2) |
|
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: - трансформаторов тока, напряжения счетчиков, °С |
от 0 до 35 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с |
±5 |
|
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее |
150 000 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «НЕП» приведены в табл. 4.
Таблица 4
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Значение cosф |
1%1ном < I < 5%1ном |
5%1ном < I < 20%1ном |
20%1ном < I < 100%1ном |
100%1ном < I < 120%1ном |
|
Активная энергия | ||||||
|
1 |
Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ ( ТП-13369);ТУ№ 1 |
1,0 |
±2,1 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 |
|
2 |
Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель № 2, ТУ№ 2 |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
1 |
Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ ( ТП-13369);ТУ№ 1 |
0,8 |
±3,1 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 |
|
2 |
Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель № 2, ТУ№ 2 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
1 |
Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ ( ТП-13369);ТУ№ 1 |
0,5 |
±5,5 |
±3,1 |
±2,2 |
±2,2 |
|
2 |
Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель № 2, ТУ№ 2 |
±5,5 |
±3,3 |
±2,6 |
±2,6 | |
|
Реактивная энергия | ||||||
|
1 |
Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ ( ТП-13369);ТУ№ 1 |
0,8 |
±5,1 |
±3,6 |
±3,1 |
±3,1 |
|
2 |
Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель № 2, ТУ№ 2 |
±5,1 |
±3,6 |
±3,1 |
±3,1 | |
|
1 |
Ввод 1 в ГРЩ-0,4 кВ ( ТП-13369);ТУ№ 1 |
0,5 |
±3,7 |
±2,7 |
±2,5 |
±2,5 |
|
2 |
Ввод в РУ-6 кВ новой ТП панель № 2, ТУ№ 2 |
±3,7 |
±2,7 |
±2,5 |
±2,5 | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч., средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа ТОЛ-10-1-2У2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 х 105 ч., средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа ТШП-0,66У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4 х 105 ч.;
- трансформаторы напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4 х 105 ч., средний срок службы 30 лет
Надежность системных решений:
■ резервирование каналов связи и баз данных: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по основному и резервному каналам передачи данных через сети двух различных операторов сотовой 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, трансформатора тока и напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной колодки;
- АРМ;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля АРМ.
Глубина хранения информации :
■ счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
■ АРМ - 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-измери-тельную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «НЕП».
Комплектность
|
Наименование |
Кол-во |
|
Трансформатор тока ТОЛ-10-1-2У2 |
3 |
|
Трансформатор тока ТШП-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформатор напряжения ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный типа: Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN |
1 1 |
|
GSM-модем Novacom MC-35it |
2 |
|
Преобразователь интерфейсов MOXA NPort 6450 |
1 |
|
Методика измерений ЭУАВ.061064.014.АИ-МИ |
1 |
|
Паспорт ЭУАВ.061064.014.АИ -ПС |
1 |
Поверка
осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная 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 таблице 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе ЭУАВ.061064.014.АИ-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «НЕП». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00238-2012 от 03.09.2012.
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. МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ПОВЕРКИ».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
