Номер по Госреестру СИ: 62428-15
62428-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Дальрео"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
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.
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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Дальрео» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе ТДВ411711.049.ТП. Автоматизированная информационно - измерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «Дальрео». Технорабочий проект.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Дальрео»
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».
Поверка
Поверкаосуществляется 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 %.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Телекор ДВ»
(ООО «Телекор ДВ»)
ИНН 2722065434
Юридический адрес:
680026. г. Хабаровск, ул. Тихоокеанская 60а, оф. 1
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
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.
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 |
Таблица 2 - ИК АИИС КУЭ
№ точки измерений |
Наименование объекта учета |
Состав АИИС КУЭ |
Метрологические характеристики | ||||||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
5 w к н н н |
УСПД |
Вид энергии |
Основ ная Погрешность ИК, ± 6 % |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± 6 % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
РУ-6 кВ ООО "Дальрео" 1 СШ. 6 кВ яч.1 |
Кт = 0,5 |
А |
ТОЛ-10-I |
789 | |||||||
н н |
Ктт = 300/5 |
В |
- |
- | |||||||
№ 15128-07 |
С |
ТОЛ-10-I |
718 | ||||||||
1 |
К н |
Кт = 0,5 Ктн= 6000/100 № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
00545-15 |
3600 |
RTU-325L, зав. № 009663 Госреестр № 37288-08 |
Активная |
1,2 |
5,6 | |
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
А1805КАЬ-Р4СБ- DW-4 |
01293393 |
Реактивная |
2,5 |
4,2 | |||||
РУ-6 кВ ООО "Дальрео" 1 СШ. 6 кВ яч.3 |
Кт = 0,5 |
А |
ТОЛ-10-I |
57378 | |||||||
н н |
Ктт = 300/5 |
В |
- |
- | |||||||
№ 15128-07 |
С |
ТОЛ-10-I |
57379 | ||||||||
2 |
К н |
Кт = 0,5 Ктн= 6000/100 № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
00545-15 |
3600 |
Активная |
1,2 |
5,6 | ||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
А1805КАЬ-Р4СБ- DW-4 |
01293394 |
Реактивная |
2,5 |
4,2 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 | ||
РУ-6 кВ ООО "Дальрео" 2 СШ. 6 кВ яч .5 |
Кт = 0,5 |
А |
ТОЛ-10 |
844 | |||||||
н н |
Ктт = 300/5 |
В |
- |
- | |||||||
№ 7069-02 |
С |
ТОЛ-10 |
910 | ||||||||
3 |
К н |
Кт = 0,5 Ктн= 6000/100 № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
00542-15 |
3600 |
RTU-325L, зав. № 009663 Госреестр № 37288-08 |
Активная |
1,2 |
5,6 | |
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1805RAL-P4GB- DW-4 |
01293395 |
Реактивная |
2,5 |
4,2 | |||||
РУ-6 кВ ООО "Дальрео" 2 СШ. 6 кВ яч .6 |
Кт = 0,5 |
А |
ТОЛ-10-I |
57376 | |||||||
н н |
Ктт = 300/5 |
В |
- |
- | |||||||
№ 15128-07 |
С |
ТОЛ-10-I |
57377 | ||||||||
4 |
К н |
Кт = 0,5 Ктн= 6000/100 № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
00542-15 |
3600 |
Активная |
1,2 |
5,6 | ||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-11 |
А1805КАЬ-Р4СБ- DW-4 |
01293391 |
Реактивная |
2,5 |
4,2 |
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 cos j (sinj) - 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 фпф) 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 фпф) 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
измерительным 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.