Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Дальрео"
Номер в ГРСИ РФ: | 62428-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск |
62428-15: Описание типа СИ | Скачать | 101.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Дальрео» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 62428-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Дальрео" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 0249-15 |
Производитель / Заявитель
ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
62428-15: Описание типа СИ | Скачать | 101.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Дальрео» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и 1 ГОСТ Р 52425-05 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД RTU-325L, Госреестр № 37288-08, зав. № 009663), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Сервер базы данных (далее - сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных
сервера БД.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УССВ-2 (Госреестр СИ № 54074-13, зав. № 001728). Сличение времени часов сервера происходит при каждом сеансе связи с УССВ-2. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов сервера и УСПД на значение превышающее ± 1 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО сервера. Программные средства сервера АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных и прикладное ПО «Альфа Центр».
Состав программного обеспечения уровня ИВК АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.04.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
abf85cc68f002f3f44fd52631ffcd3ed |
Другие идентификационные данные, если имеются |
ac_metrology.dll |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
№ точки измерений |
Наименование объекта учета |
Состав АИИС КУЭ |
Метрологические характеристики | ||||||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
КгтКтн^Ксч |
УСПД |
Вид энергии |
Основная Погрешность ИК, ± 6 % |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± 6 % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
1 |
РУ-6 кВ ООО "Дальрео" 1 СШ. 6 кВ яч.1 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
789 |
3600 |
RTU-325L, зав. № 009663 Госреестр № 37288-08 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,6 4,2 |
В |
- |
- | |||||||||
С |
ТОЛ-10-I |
718 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн= 6000/100 № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
00545-15 | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 |
01293393 | ||||||||
2 |
РУ-6 кВ ООО "Дальрео" 1 СШ. 6 кВ яч.3 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
57378 |
3600 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,6 4,2 | |
В |
- |
- | |||||||||
С |
ТОЛ-10-I |
57379 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн= 6000/100 № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
00545-15 | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
01293394 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 | ||
3 |
РУ-6 кВ ООО "Дальрео" 2 СШ. 6 кВ яч.5 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 7069-02 |
А |
ТОЛ-10 |
844 |
3600 |
RTU-325L, зав. № 009663 Госреестр № 37288-08 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,6 4,2 |
В |
- |
- | |||||||||
С |
ТОЛ-10 |
910 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн= 6000/100 № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
00542-15 | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 |
01293395 | ||||||||
4 |
РУ-6 кВ ООО "Дальрео" 2 СШ. 6 кВ яч.6 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
57376 |
3600 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,6 4,2 | |
В |
- |
- | |||||||||
С |
ТОЛ-10-I |
57377 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн= 6000/100 № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
00542-15 | |||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
01293391 |
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе 10 приведены пределы погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (япф=0,87), токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до 30 °С.
2. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н;
диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до 50 °С;ТН- от минус 40 до 50 °С;
счетчиков: (23±2) °С ; УСПД - от 15 до 25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа).
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до 50 °С ;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до 65 °С;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10 до 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков Альфа А1800 - не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
и змерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не
менее 35 суток;
- ИВКЭ - суточных данных о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Дальрео» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия |
Кол. (шт.) |
Трансформаторы тока ТОЛ-10-I |
6 |
Трансформаторы тока ТОЛ-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения НАЛИ-СЭЩ-6 |
2 |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800 |
4 |
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L |
1 |
Устройство синхронизации системного времени УССВ-2 |
1 |
Сервер HP Proliant ML 350 |
1 |
Продолжение таблицы 3
Методика поверки |
1 |
Паспорт - Формуляр ТДВ.411711.049.ФО |
1 |
Техническое задание ТДВ.411711.049.ТЗ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62428-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Дальрео». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2015 года.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- для УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- для УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДИЯМ.468213.001МП) «Устройство синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе ТДВ411711.049.ТП. Автоматизированная информационно - измерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «Дальрео». Технорабочий проект.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».