Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Бугры"
| Номер в ГРСИ РФ: | 53322-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 53322-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Бугры" |
| 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 422 п. 19 от 22.04.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МИ 3000-2006 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 53322-13: Описание типа СИ | Скачать | 211.1 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Бугры» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Бугры», 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 ТОЛ-10 У3, 400/5 Госреестр СИ № 38395-08, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения (ТН) типа VRQ2n/S2, 10000/^3 / 100/V3, Госреестр СИ № 23215-06, класс точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 типа A1805RALXQV-P4GB-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 Р 52425-2005 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (2 точки измерения).
2 -й уровень - каналообразующая аппаратура (многоканальное устройство связи (далее - МУС) Е200-1, модемы), Центр сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ), включающий автоматизированное рабочее место энергетика (далее АРМ) и программное обеспечение (далее ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных типа Альфа А1800 A1805RALXQV-P4GB-DW-4.
Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии, выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик производит измерение 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 (ТФОП) или каналу передачи данных стандарта GSM в ЦСОИ службы эксплуатации энергосистемы ООО «Бугры» и в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера базы данных (БД) гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов АРМ 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) не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
Уровень ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
РП ООО «Бугры» Ввод 1 |
ТОЛ-10 У3; 400/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38395-08 зав. № 1040017 зав. № 1040015 зав. № 1040014 |
VRQ2n/S2; 10000/\3 / 100/^3 КТ 0,5 ГОСТ 1983-2001 Г осреестр СИ № 23215-06 зав. № 9071823 зав. № 9071819 зав. № 9071824 |
АльфаА1800 А1805RALXQV-P4GB-DW-4; Ihom (Ыакс) = 5 (10) А; Ином = 3х57,7/100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-06 зав. № 01 210 453 |
Каналообразующая аппаратура, АРМ, ПО «АльфаЦЕНТР», Госреестр СИ № 44595 |
|
2 |
РП ООО «Бугры» Ввод 2 |
ТОЛ-10 У3; 400/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38395-08 зав. № 1040016 зав. № 1040018 зав. № 1040013 |
VRQ2n/S2; 10000/\3 / 100/^3 КТ 0,5S ГОСТ 1983-2001 Г осреестр СИ № 23215-06 зав. № 9066325 зав. № 9066324 зав. № 9066323 |
АльфаА1800 А1805RALXQV-P4GB-DW-4; Ihom (1макс) = 5 (10) А; Ином = 3х57,7/100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-06 зав. № 01 210 452 | |
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и 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
ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электроэнергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.
Идентификационные данные ПО представлены в табл. 2.
Таблица 2
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «АльфаЦЕНТР» |
Идентификационное наименование отсутствует |
12.01 |
3E736B7F380863F44CC8E6F7 BD211C54 |
MD5 |
• ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» № 44595-10;
• 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 и 4.
Таблица 3
|
Количество ИК коммерческого учета |
2 |
|
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ |
10 |
|
Отклонение напряжения от номинального, % |
±20 |
|
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 |
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 ООО «Бугры» приведены в табл. 4.
Таблица 4
|
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Значение cos ф |
1 % U, <1 <5 % !,„, |
5 % 1..м <1 <20 % 1н м |
20 % 1н м <1 <100 % 1ном |
100 % 1ном <1 <120 % 1нм |
|
Активная энергия | ||||||
|
1 2 |
РП ООО «Бугры» Ввод 1 РП ООО «Бугры» Ввод 2 |
1,0 |
±2,5 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
1 2 |
РП ООО «Бугры» Ввод 1 РП ООО «Бугры» Ввод 2 |
0,8 |
±3,3 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 |
|
1 2 |
РП ООО «Бугры» Ввод 1 РП ООО «Бугры» Ввод 2 |
0,5 |
±5,7 |
±3,5 |
±2,8 |
±2,8 |
|
Реактивная энергия | ||||||
|
1 2 |
РП ООО «Бугры» Ввод 1 РП ООО «Бугры» Ввод 2 |
0,8 |
±5,7 |
±4,4 |
±3,9 |
±3,9 |
|
1 2 |
РП ООО «Бугры» Ввод 1 РП ООО «Бугры» Ввод 2 |
0,5 |
±4,2 |
±3,5 |
±3,4 |
±3,4 |
Примечание - В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - средняя наработка до отказа 220 000 часов;
- трансформатор напряжения - средняя наработка до отказа 219 000 часов.
Надежность системных решений:
■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по коммутируемой телефонной линии сети 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;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на 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-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Бугры».
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ ООО «Бугры» входят:
|
1. |
Трансформатор тока ТОЛ-10 У3 |
- 6 шт. |
|
2. |
Трансформатор напряжения VRQ2n/S2 |
- 6 шт. |
|
3. |
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | |
|
типа Альфа А1800 A18O5RALXQV-P4GB-DW-4 |
- 2 шт. | |
|
4. |
Модем ZyXEL U-336E |
- 1 шт. |
|
5. |
Сотовый модем Cinterion MC-52i |
- 1 шт. |
|
6. |
Многоканальное устройство связи Е200-1 |
- 1 шт. |
|
7. |
Методика измерений 4222-002.СМЛ-52156036 МИ |
- 1 шт. |
|
8. |
Паспорт 4222-002.СМЛ-52156036 ПС |
- 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные 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 табл. 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе 4222-002.СМЛ-52156036 МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Бугры». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00240-2012 от 25.09.2012 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. МИ 3000-2006. «ГСИ. Системы автоматизированные информационно
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
