52943-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "Невские пороги" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "Невские пороги"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 52943-13
Производитель / заявитель: ОАО "Энергоучет", г.С.-Петербург
Скачать
52943-13: Описание типа СИ Скачать 216.6 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "Невские пороги" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 52943-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "Невские пороги"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 211 п. 59 от 12.03.2013
Производитель / Заявитель

ООО "Энергоучет-Автоматизация", г.С.-Петербург

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МИ 3000-2006
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 4
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 4 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

52943-13: Описание типа СИ Скачать 216.6 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «Невские пороги» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Невские пороги» по адресу: г. Санкт-Петербург, Ленинградская область, Всеволожский район, поселок им. Свердлова, мкр. № 1, уч.15/4), 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 ТМ-0,66М У3, 1000/5, Госреестр СИ № 36382-07 и ТТЭ-85,1000/5, Госреестр СИ № 32501-08, класс точности 0,5S по ГОСТ 77462001 и счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4, Госреестр СИ № 31857-11, класс точности 0,5S по ГОСТ Р 523232005 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 (3 точки измерения);

2 -й уровень - каналообразующая аппаратура (преобразователи интерфейсов, модемы), центр сбора и обработки данных (ЦСОД) совмещенный с автоматизированным рабочим местом (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 Альфа А1805RAL-P4GB-DW-4.

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 в ЦСОД АРМ потребителя осуществляется по локальной сети предприятия. Передача данных в ЦСОД гарантирующего поставщика (сбытовой компании) осуществляется по каналу телефонной сети общего пользования (ТФОП) или каналу передачи данных стандарта GSM.

Коррекция часов счетчиков производится от часов ЦСОД гарантирующего поставщика (сбытовой компании) 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 передается в ЦСОД 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 указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Счетчик электрической энергии

Оборудование(2-й уровень)

1

ТП-1 Т1

Т-0,66 М У3; 1000/5; 0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 36382-07 зав.№ 887685; зав. № 887684; зав. № 887683

Альфа А1805

RAL-P4GB-DW-4 ;

1ном (Тмакс) = 5 (10) А;

ином = 3х220/380 В;

класс точности:

по активной энергии - 0,5S;

ГОСТ Р 52323-2005

по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11;

зав. №: 01248280

Каналообразующая аппаратура, ПО АльфаЦентр

2

ТП-1 Т2

Т-0,66 М У3; 1000/5; 0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 36382-07 зав.№ 887733; зав. № 887732; зав. № 887731

Альфа А1805

RAL-P4GB-DW-4;

1ном (1макс) = 5 (10) 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 № 31857-11;

зав. № 01248281

ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Счетчик электрической энергии

Оборудование(2-й уровень)

3

ТП-2 Т3

ТТЭ-85; 1000/5; 0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 32501-08 зав.№ 24847; зав. № 24852; зав. № 24824

Альфа А1805 RAL-P4GB-DW-4;

1ном (1макс) = 5 (10) А;

ином = 3х220/380 В;

класс точности:

по активной энергии - 0,5S; ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной - 1,0;

ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11;

зав. №: 01212058

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 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 «АльфаЦЕНТР» PE

Ac_metrology.dll

12.01

3E736B7F380863F44 CC8E6F7BD211C54

MD5

• 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»;

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3.

Таблица 3

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

3

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

0,4

Отклонение напряжения от номинального, %

± 10

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

1000

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, счетчиков, °С

от 5 до 35

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее

120000

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «Невские пороги» приведены в табл. 4.

Таблица 4

№ 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

2

3

ТП-1 Т1

ТП-1 Т2

ТП-2 Т3

1,0

±2,1

±1,2

±1,0

±1,0

1

2

3

ТП-1 Т1

ТП-1 Т2

ТП-2 Т3

0,8

±3,0

±1,9

±1,3

±1,3

1

2

3

ТП-1 Т1

ТП-1 Т2

ТП-2 Т3

0,5

±5,4

±3,0

±2,1

±2,1

Реактивная энергия

1

2

3

ТП-1 Т1

ТП-1 Т2

ТП-2 Т3

0,8

±5,0

±3,5

±2,9

±2,9

1

2

3

ТП-1 Т1

ТП-1 Т2

ТП-2 Т3

0,5

±3,5

±2,8

±2,4

±2,4

Надежность применяемых в системе компонентов:

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

- трансформаторы тока типа Т-0,66 М У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400000 ч., средний срок службы 25 лет;

- трансформаторы тока типа ТТЭ-85 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 30000 ч., средний срок службы 25 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. Данные результатов измерений сохраняются в резервируемых базах данных потребителя и гарантирующего поставщика.

■ 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;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной колодки;

■ защита информации на программном уровне:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на ПО ЦСОД АРМ.

Глубина хранения информации:

■ счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 120 суток;

■ ЦСОД - 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 «Невские пороги».

Комплектность

Наименование

Кол-во

Трансформатор тока Т-О,66 МУ3

6

Трансформатор тока ТТЭ-85

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный типа Альфа А1805

RAL-P4GB-DW-4

3

Аналоговый модем ZyXEL U336Eplus

1

GSM-модем Novacom RRUS-MC-52iT

1

Преобразователь интерфейсов MOXA NPort 6450

1

Методика измерений ЭУАВ.031204.006-МИ

1

Паспорт ЭУАВ.031204.006-МИ -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.031204.006-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «Невские пороги». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00254-2012 от 12.12.2012.

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

52946-13
Каскад Комплексы измерительные
ОАО "Пермский научно-исследовательский технологический институт" (ПНИТИ), г.Пермь