Untitled document

Приложение к свидетельству № 53561

об утверждении типа средства измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Богучанский алюминиевый завод»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого trial

электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Богучанский алюминиевый завод» (далее по тексту -

АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности),

а также предназначена для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и

передачи результатов измерений.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ РФ

№ 44595-10), представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-выполнениеизмерений30-минутныхприращенийактивнойиреактивной

электроэнергии (мощности);

- периодический (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;

- передачу в заинтересованные организации результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о

состоянии объекта и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового

рынка электроэнергии к измерительно-вычислительному комплексу (далее – ИВК), устройству

сбора и передачи данных (далее – УСПД);

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка аппаратных

ключей, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (синхронизация внутренних

часов компонентов системы).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-йуровень:измерительно-информационныекомплексы(ИИК),включающие

трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения

(ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа

Trial класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии; класса

точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии; вторичные измерительные

цепи и технические средства приема-передачи данных, размещенные на ЗАО «Богучанский

алюминиевый завод» (п. Таёжный, Красноярского края) (4 точки измерений).

2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) на

базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, включающий технические

Лист № 2

Всего листов 10

средства приема-передачи данных, технические средства для разграничения доступа к

информации.

3-й уровень: измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) располагается в центре

сбора информации (ЦСИ) ЗАО «Богучанский алюминиевый завод» (далее по тексту - ЗАО

«БоАЗ»), включающий каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с

программным обеспечением АльфаЦЕНТР АС_SЕ-20, систему обеспечения единого времени

(СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии, на базе устройства синхронизации

системного времени (УССВ), и автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы

(ИК).

Принцип действия АИИС КУЭ: первичные токи и напряжения в контролируемой линии

передачи преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные

сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы

электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов

преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и

напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения

активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период

реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется

для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрических

мощностей вычисляются как средние значения данных мощностей при усреднении за 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков на ЗАО «БоАЗ» по шине интерфейса RS-485

поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов

измерений в ИВК ЗАО «БоАЗ» (сервер БД). Для резервирования канала связи между ИИК и

ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485.

Все каналы связи являются защищенными и имеют ограниченный набор команд.

Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации

производится с помощью программного обеспечения в УСПД. Значения пересчетных

коэффициентов трансформации защищены от изменения путём включения в хэш-код

идентификационных признаков.

В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности

оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации

непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с

последующей выгрузкой собранной информации в базу данных ИВК ЗАО «БоАЗ».

С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК)

ЗАО «БоАЗ», где проводится контроль достоверности измерительной информации. Сигналы

содержат информацию о результатах измерений 30-минутных приращений активной и

реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий УСПД и

счетчиков электроэнергии) ЗАО «БоАЗ». Временная задержка поступления информации не

более 30 мин. По запросу возможно получение всей информации, хранящейся в базе данных

АИИС.

Сопряжение УСПД на ЗАО «БоАЗ» с ИВК осуществляется посредством линий связи

Ethernet, образуя основной канал передачи данных. Резервный канал связи образован

посредством коммутируемого соединения (GSM модем).

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной

информации, в частности расчет потерь электроэнергии, а также хранение и отображение

информации. Для контроля и мониторинга работы системы по присоединениям ЗАО «БоАЗ»

предусмотрены автоматизированные рабочие места (персональный компьютер). По запросу

измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и

оперативный режимы работы и выполняется предусмотренная программным обеспечением

обработка измерительной информации, ее формирование, оформление справочных и отчетных

документов. Отчетные документы, содержащие информацию о результатах 30-минутных

Лист № 3

Всего листов 10

приращениях активной и реактивной электроэнергии и о состоянии средств измерений,

передаются в вышестоящие организации и смежные энергосистемы по основному и резервному

каналам связи.

АИИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую

на всех уровнях иерархии. СОЕВ выполняет функцию синхронизации внутренних часов

компонентовсистемынавсехуровняхАИИСКУЭ.Даннаяфункцияявляется

централизованной. Корректировка часов на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК осуществляется

последовательно, начиная с верхних уровней.

На уровне ИВК ЗАО «БоАЗ» установлено УССВ на базе радиосервера точного времени

РСТВ-01-01снавигационнымприемникомМНП-М3сигналовточноговремени

ГЛОНАСС/GPS. Настройка системных часов сервера БД ИВК ЗАО «БоАЗ» выполняется

непосредственно от РСТВ-01-01 с помощью программного обеспечения «РСТВ – клиент»,

входящего в его комплект поставки, и синхронизирует часы при расхождении более, чем на

±1 с, сличение ежесекундное.

Корректировка внутренних часов УСПД (ИВКЭ) осуществляется по часам ИВК,

коррекция происходит в случае расхождения более чем на ±1 с. Синхронизация часов УСПД

является функцией программного модуля – компонента внутреннего ПО УСПД.

Внутренние часы счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) сличаются и при

необходимости синхронизируется с часами УСПД (ИВКЭ) не реже, чем раз в 30 минут.

Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении ±2 с, и реализуется

программным модулем заводского ПО в счетчике.

Все действия по синхронизации внутренних часов отображаются и записываются в

журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.

Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

Все функции АИИС по обработке измерительных и служебных данных реализуются

программно. Программное обеспечение имеет модульную структуру, которая обеспечивает

построение отказоустойчивого, масштабируемого программно-технического комплекса. В

состав программного обеспечения АИИС КУЭ входит: специализированное встроенное ПО

счетчиков электроэнергии, УСПД и ПО сервера БД АИИС КУЭ. Программные средства сервера

БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему ОС

«Microsoft Windows 2000», прикладное ПО (СУБД «Oracle 9i» – система управления базами

данных) и специализированное ПО «АльфаЦЕНТР», ПО коммуникатора, ПО СОЕВ: «РСТВ –

клиент». Программные средства на АРМ содержат: ОС не ниже «Microsoft Windows XP

Professional»,программный пакет «MS Office» – набор офисных приложений служит для

просмотра отчетных форм.

В состав ПО для передачи данных в ИАСУ КУ ОАО «АТС» с использованием ЭЦП

входят следующие программные продукты: средство криптографической защиты информации

(СКЗИ) КриптоПро CSP, программный продукт CryptoEnergyPro, программный продукт

CryptoSendMail, драйверы и утилиты, обеспечивающие согласованную работу указанных выше

программ.

ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям ГОСТ 8.654-2009,

свидетельство об аттестации от 31 мая 2012 г. № АПО-001-12 выдано ФГУП «ВНИИМС».

Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.

Лист № 4

Всего листов 10

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

ИдентификационноеНомер

наименованиеПО версии ПО

Цифровой

идентификатор ПО

Наименование

программного модуля ПО

045761ae9e8e40c82b

061937aa9c5b00

81a6066f432d6418db

86903

dcd469

Программа-планировщик опроса и

передачи данных (стандартный каталог

для всех модулей C:\alphacenter\exe)

Amrserver.exe

Драйвер ручного опроса

счётчиков и УСПД Amrc.exe

Драйвер автоматического опроса

счётчиков и УСПД Amra.exe

Драйвер работы с БДCdbora2.dll

не ниже

ПО «АльфаЦЕНТР»

12.07.04.01

8d78b3c96570c6e158

860d26cf7a0d26da4a

cb3862

0939ce05295fbcbbba

400eeae

b8c331abb5e3444417

0eee9317d635cd

Библиотека шифрования

пароля счётчиковEncryptdll.dll

Библиотека сообщений планировщика

опросовAlphamess.dll

Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения

ИВК «АльфаЦЕНТР», которое функционирует на сервере ИВК. Интерфейс ПО содержит в себе

средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или

удаление результатов измерений. Программное обеспечение и конструкция счетчиков, УСПД и

сервера сбора данных после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от

несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть

ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной

модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания

из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений

метрологически значимой части ПО и базы данных.

Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных

от преднамеренных изменений являются:

- средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация

метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для

метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);

- средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);

- средства управления доступом (пароли);

- средства защиты на физическом уровне (HASP-ключи).

УровеньзащитыпрограммногообеспеченияАИИСКУЭЗАО«БоАЗ»от

непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР»,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет

±2 единицы 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» и определяются классами точности

применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы

с учетом ПО.

Лист № 5

Всего листов 10

Метрологические и технические характеристики

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС

КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов,

заводских номеров и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.

Канал измерений

Средство измерений

№

ИК

Наим

но

ние

объекта

чета,

диспетч

ерское

имено

ан

ие

ри

ое

ди

нения

Наименование

измеряемой

величины

Энергия активная, реактивная

календарное

ремя,

инт

егр

ан

ая

кти

ная и

реа

ая

мощность

То

пер

ичны

й,

Напряжение

первичное,U

КРУЭ,

ЗРУ-220 кВ,

ТВА1-101,

яч.№3

4840000

То

пер

ичны

й,

Напряжение

первичное,U

КРУЭ,

ЗРУ-220 кВ,

ТВА1-102,

яч.№9

4840000

Таблица 2 – Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК

АИИС КУЭ ЗАО «БоАЗ»

класс точности,

коэффициент

Вид СИ,

Обозначение типа СИ

Ктт·

№ Госреестра СИ РФ,

передачи

заводские номера

Ктн

ЗАО

1 –

«Богучанский

алюминиевый

завод»

RTU-325L-E2-512-M2-B2

УСПДГР № 37288-08

Зав. № 006603

ТН

КТ 0,2

CTВ

ТТГР № 39137-08

КТ 0,2S Зав.№ 081565012 (фаза А);

Ктт =22 00/1 Зав.№ 081565007 (фаза В);

Зав.№ 081565003 (фаза C)

UDP245

ГР № 48448-11

Зав.№ B105-VТ/001/L491

(фаза А);

Ктн=220000/√3/100/√3

Зав.№ B105- VТ/002/L491

(фаза В);

Зав.№ B105- VТ/003/L491

(фаза C)

СчетчикА1802RAL-P4G-DW-4

КТ 0,2S(А) / 0,5(R) ГР № 31857-11

СЧ

R=5000имп/кВт(квар)·чЗав.№ 01243843

Ток вторичный, I

Напряжение вторичное,U

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

ТН

КТ 0,2

CTВ

ТТГР № 39137-08

КТ 0,2S Зав.№ 081563036 (фаза А);

Ктт =2200/1 Зав.№ 081563008 (фаза В);

Зав.№ 081563021 (фаза C)

UDP245

ГР № 48448-11

Зав.№ B105- VТ/006/L481

(фаза А);

Ктн=220000/√3/100/√3

Зав.№ B105- VТ/005/L481

(фаза В);

Зав.№ B105- VТ/004/L481

(фаза C)

СчетчикА1802RAL-P4G-DW-4

КТ 0,2S(А) / 0,5(R) ГР № 31857-11

СЧ

R=5000имп/кВт(квар)·чЗав.№ 01243844

Ток вторичный, I

Напряжение вторичное,U

Календарное время

Энергия активная, реактивная

Мощность активная, реактивная

Коэффициент мощности

Частота

Лист № 6

Всего листов 10

ТН

КТ 0,2

(фаза А);

(фаза В);

КРУЭ,

ТВА2-101,

К =1

4840000

Календарное время

ТН

КТ 0,2

(фаза А);

(фаза В);

КРУЭ,

ТВА2-102,

К =1

4840000

Календарное время

CTВ

ТТГР № 39137-08

КТ 0,2SЗав.№ 081563018 (фаза А);

Ток первичный, I

Ктт =2200/1Зав.№ 081563009 (фаза В);

Зав.№ 081565008 (фаза C)

UDP245

ГР № 48448-11

Зав.№ B105- VТ/009/L481

ЗРУ-220 кВ,

Ктн=220000/√3/100/√3

Зав.№ B105- VТ/003/L481

Напряжение первичное,U

яч.№16

Зав.№ B105- VТ/001/L481

(фаза C)

Ток вторичный, I

СчетчикА1802RAL-P4G-DW-4

Напряжение вторичное,U

КТ 0,2S(А) / 0,5(R) ГР № 31857-11

Энергия активная, реактивная

СЧ

Мощность активная, реактивная

R=5000имп/кВт(квар)·чЗав.№ 01243845

Коэффициент мощности

Частота

CTВ

ТТГР № 39137-08

КТ 0,2SЗав.№ 081563031 (фаза А);

Ток первичный, I

Ктт =2200/1Зав.№ 081565006 (фаза В);

Зав.№ 081565005 (фаза C)

UDP245

ГР № 48448-11

Зав.№ B105- VТ/010/L491

ЗРУ-220 кВ,

Ктн=220000/√3/100/√3

Зав.№ B105- VТ/011/L491

Напряжение первичное,U

яч.№22

Зав.№ B105- VТ/007/L491

(фаза C)

Ток вторичный, I

СчетчикА1802RAL-P4G-DW-4

Напряжение вторичное,U

КТ 0,2S(А) / 0,5(R) ГР № 31857-11

Энергия активная, реактивная

СЧ

Мощность активная, реактивная

R=5000имп/кВт(квар)·чЗав.№ 01243846

Коэффициент мощности

Частота

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

табл. 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется

актом в установленном в ЗАО «БоАЗ» порядке. Актхранится совместно с настоящим

описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

1. Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчики Альфа А1800 (параметры надежности: То не менее 120000 ч; tв не

более 2 ч);

-УСПД RTU-325L (параметры надежности То не менее 100000 ч; tв не более 24 ч);

- сервер БД, коммутатор (параметры надежности К

не менее 0,99; tв не более 1 ч);

- устройство синхронизации системного времени (К

не менее 0,95; tв не более 168 ч).

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью ИБП, а счетчиков с помощью

дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный

канал связи – резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование каналов связи

от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи –коммутируемое соединение GSM);

резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и

средств контроля зависания и с помощью резервирования сервера;

Лист № 7

Всего листов 10

- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема

информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на

счетчике);

- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.

2.Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчика, вторичных

цепей испытательных коробок, УСПД и сервера;

3.Глубина хранения информации (профиля):

– электросчетчики Альфа А1800 имеют энергонезависимую память для хранения

профиля нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной

электроэнергииснарастающимитогомзапрошедшиймесяц,атакже

запрограммированных параметров (функция автоматизирована) по 4-м каналам – на

глубину 300 дней;

–УСПДRTU-325-суточныхданныхотридцатиминутныхприращениях

электропотребления по каждому каналу не менее 45 суток и электропотребление за

месяц по каждому каналу – 18 месяцев, сохранение информации при отключении

питания – не менее 5 лет (функция автоматизирована);

– сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь

срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Активная электроэнергия и мощность

№

ИК

Реактивная электроэнергия и мощность

№

ИК

Таблица 3 – Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электро-

энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

Класс

точности

ТТТН Сч.

Знач

cos

2%P

, [ %] ±

5%P

, [ %]

для диапазона для диапазона

P2%

Pизм

P5%

Pизм

P20%

20%P

, [ %]

для диапазона

P20%

Pизм

< W

P100%

100%P

, [ %]

для диапазона

P100%

Pизм

P120%

11,20,80,70,7

1 – 40,2S 0,2 0,2S 0,8 1,4 1,0 0,90,9

0,52,11,41,11,1

точности

ТТ

ТН Сч.

Знач.

W<W

W≤W<W

W≤W

≤W

Класс

2%Q

, [ %]±

5%Q

, [ %]±

20%Q

, [ %]±

100%Q

, [ %]

cos

/sin

для диапазона для диапазона для диапазона

для диапазона

Q2%QизмQ5%

Q5%

Qизм

Q20%

Q20%QизмQ100%

Q100%

QизмQ120%

0,8/0,62,11,61,51,5

1 – 4 0,2S 0,2 0,5

0,5/0,871,71,51,41,4

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений

электроэнергии и средней мощности;

2 Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02)Uном; ток (1 – 1,2)Iном, cosφ = 1;

- температура окружающей среды (20±5) °С;

3 Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1)Uном; ток (0,05 – 1,2)Iном, cosφ = 0,5инд – 1;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от

минус 60 до +45°С, для счетчиков от минус 40 до +65 °С, для УСПД от минус 10 до

+55 °С;

4 В Табл. 3 приняты следующие обозначения:

Р2%

Q2%

) – значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

Р5%

Q5%

) – значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

Р20 %

Q20%

) – значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;

Лист № 8

Всего листов 10

Р100%

Q100%

) – значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);

Р120%

Q120%

) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

на Систему

электроэнергии

Знак утверждения типа

наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета

(АИИС КУЭ) ЗАО «БоАЗ».

Комплектность средства измерений

приведена в таблице 4:

1.3.1

ГР № 31857-11

1.4.1

ГР № 37288-08

2.3

1 шт.

2.6

2.7

1 шт.

ОС «Microsoft Windows 2000»

ОС «Microsoft Windows XP Professional»

СУБД «Oracle 9i»; «MS Office»

Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ

№Наименование№ Госреестра СИ РФ

Класс точности СИ,

количество, шт.

1Основные измерительные средства учета электроэнергии и мощности

1.1 Измерительные трансформаторы тока

1.1.1CTВГР № 39137-08КТ 0,2S (12 шт.)

1.2 Измерительные трансформаторы напряжения

1.2.1UDP245ГР № 48448-11КТ 0,2 (12 шт.)

1.3 Счетчики электроэнергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

А1802RАL-P4G-W-4

КТ 0,2S(А) по ГОСТ Р 52323-2005

0,5(R) по ГОСТ 52425-2005 (4 шт.)

1.4Устройства сбора и передачи данных

RTU-325L

RTU-325L-E2-512-M2-B2

сбор измерительной информации

от счетчиков (1 шт.)

Вспомогательные технические компоненты

2Средства вычислительной техники и связи

2.1

2.2

- 1 шт.

Сервер базы данных

Маршрутизатор Cisco

УССВ серии Метроника

MC–225

Модем Siemens ТС35I

2.4

2.5

Меdia конвертор

- 1 шт.

-1 шт.

Источник бесперебойного

питания (ИБП) UPS

Модули защиты линии от

перенапряжений

3Программные компоненты

Системное (базовое) ПО,

3.1установленное на-

компьютере типа IBM PC

Прикладное ПО,

3.2установленное на-

компьютере типа IBM PC

Лист № 9

Всего листов 10

№

Наименование

№ Госреестра СИ РФ

ГР № 44595-10

3.3

Специализированное ПО,

установленное на

компьютере типа IBM PC

3.4

ГР № 19495-03

3.5

ГР № 31857-06

ПО Metercat

4.1

4.2

4.3

4.4

4.5

ГР № 40586-09

Класс точности СИ,

количество, шт.

ПО«АльфаЦЕНТР»,модуль

AC_LaрTop – для ноутбука

КриптоПро CSP,

CryptoEnergyPro, CryptoSendMail

«РСТВ – клиент»

ПО RTU-325 SWV1.00,

EMFPLUS, ALPHAPLUS_AEP

Специализированное

встроенное ПО УСПД

Специализированное

встроенное ПО счетчиков

электроэнергии

Эксплуатационная документация

-1 экз.

Руководство пользователя

АИИС КУЭ ЗАО «БоАЗ»

Паспорт-формуляр АИИС

КУЭ ЗАО «БоАЗ»

Руководство по эксплуата-

ции АИИС КУЭ

ЗАО «БоАЗ»

Методика поверки АИИС

КУЭ ЗАО «БоАЗ»

Техническая документация

на комплектующие изделия

-1 комплект

Поверка

осуществляется по документу МП 004-2013 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БоАЗ». Методика

поверки», утвержденному Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» в октябре

2013 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом:

«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика

поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС», в 2011 г. и

документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.

Дополнение к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденному в 2012 г.;

- средства поверки устройств сбора и передачи данных RTU-325L в соответствии с

документом: «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки

ДИЯМ 466453.005МП.», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС», в 2008 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01 (Гос.реестр № 27008-04);

- переносной инженерный пульт – ноутбук с ПО и оптический преобразователь для

работы со счетчиками системы;

- программный пакет АльфаЦЕНТР АС_SE, ПО Metercat для конфигурации и опроса

счетчиков Альфа А1800.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества

электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ЗАО «БоАЗ».

Лист № 10

Всего листов 10

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии (АИИС КУЭ):

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизирован-

ные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли.

Изготовитель

ЗАО «ИРМЕТ»

Юридический адрес: 664050, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, корп. 26А.

Почтовый адрес: 664075, г. Иркутск, а/я 3857.

Тел. (3952) 500-317; Тел/факс (3952) 225-303; E-mail:

irmet@es.irkutskenergo.ru

Интернет адрес:

http://irmet.irkutsk.ru/

;

Испытательный центр

Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно–

исследовательский институт физико–технических и радиотехнических измерений» (ФГУП

«ВНИИФТРИ»)

664056, г. Иркутск, ул. Бородина, 57,

тел/факс:(3952)46-83-03, факс:(3952)46-38-48; mail:

office@niiftri.irk.ru

;

http://

www.vniiftri-irk.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению испытаний средств измерений в

целях утверждения типа № 30002-13 от 07.10.2013 г.

Заместитель Руководителя

Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии_________________________________ С.С. Голубев

М.п.«________»________________________2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru