Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ЗАО "НПО "Знамя труда им.И.И.Лепсе". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ЗАО "НПО "Знамя труда им.И.И.Лепсе"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 04д2 от 14.05.09 п.12
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 35080
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ЗАО «НПО «Знамя труда им. И.И. Лепсе» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «НПО «Знамя труда им. И.И.Лепсе», сбора, обработки, хранения и отображения 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 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 и мониторинг 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 - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий: измерительные трансформаторы тока (ТТ);

измерительные трансформаторы напряжения (ТН);

вторичные измерительные цепи;

счетчики электрической энергии.

2-й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:

сервер баз данных АИИС КУЭ;

технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

программное обеспечение 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.

Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U-I.

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.

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.

Сервер осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется с использованием телефонной сети общего пользования или GSM-сети.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера ЦСОД гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера ЦСОД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

amrserver.exe

amrc.exe

amra.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4.12.0.0 и выше

4.13.0.0 и выше

3.29.9.0 и выше

4.12.0.0 и выше

2.0.0.0 и выше

12.1.0.0

Цифровой идентификатор ac_metrology.dll

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и метрологические характеристики

ИК

Наименование присоединения

Измерительные компоненты

Вид электрической энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Границы допускаемой основной относительной погрешности^

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПГВ-83 РУ-6кВ, яч.№3 (ввод!)

ТПОЛ-10 УЗ 1000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 1261-02 Зав.№ 409; 423; 425

ЗНОЛ.06-6 У3 6000/V3/100/V3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 3344-04 Зав.№ 1094, 1701, 1704

EA05RAL-B-4

1ном (1макс)= 5(10)А

Uhom =100 В класс точности: по активной энергии. -0,5S

ГОСТ 30206-94 по реактивной энергии -1,0

ГОСТ 26035-83

Регистрационный № 16666-97

Зав.№ 01129861

Активная

Реактивная

±1,9

±2,9

±2,4

±3,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

2

ПГВ-83 РУ-6кВ, яч.№17 (ввод2)

ТПОЛ-10 УЗ 1000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № 1261-02 Зав.№ 407; 408; 424

ЗНОЛ.06-6 У3 6Ооо/\з/юо/\з 0,5 ГОСТ 1983-2001 Регистрационный № 3344-04 Зав.№ 1085, 1096, 1707

EA05RAL-B-4 1ном (1макс)= 5(10) А Uhom =100 В класс точности: по активной энергии. - 0,5S ГОСТ 30206-94 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 26035-83 Регистрационный № 16666-97 Зав.№ 01129868

Активная

Реактивная

±1,9

±2,9

±2,4

±3,9

4

ПГВ-83 щит собственных нужд

Т-0,66 200/5 0,5 ГОСТ 7746-2001 Регистрационный № № 22656-07 Зав.№ 037901, 037994, 038009

-

EA05RAL-B-4

Ihom (1макс) =5(10)А Uhom = 380 В класс точности: по активной энергии. - 0,5S ГОСТ 30206-94 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 26035-83 Регистрационный № 16666-97 Зав.№ 01128767

Активная

Реактивная

±2,9

±4,5

±3,3

±5,2

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном cos9 = 0,8инд.

4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть

5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с.

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

3

Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности частота, Гц

от 98 до 102

от 1 до 120

0,9 инд.

от 49,8 до 50,2

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от ином

ток, % от 1ном

коэффициент мощности:

COSф

simp

частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от 90 до 110

от 1 (5) до 120

0,5 до 1,0

от 0,5 до 0,87 от 49,5 до 50,5 от 0 до +30 от 0 до +30

Среднее время наработки на отказ, ч, не менее счетчиков EA05RAL-B-4 трансформаторов тока ТПОЛ-10 УЗ, Т-0,66 трансформаторов напряжения ЗНОЛ.06-6 У3 сервера БД

50000 219000 4000000

70000

Глубина хранения информации:

счетчики:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

сервер:

хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

35

30

3,5

Надежность системных решений:

а) резервирование каналов связи: организованы два канала связи для передачи данных, по телефонной сети общего пользования или по GSM-сети.

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

а) счетчиками электрической энергии:

попыток несанкционированного доступа;

связи со счетчиком, приведшей к каким-либо изменениям данных;

коррекции текущих значений времени и даты;

отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчиков электрической энергии;

клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;

промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

испытательных клеммных коробок;

сервера.

б) защита информации на программном уровне:

- установка паролей на счетчиках электрической энергии;

- установка паролей на устройствах сбора и передачи данных;

- установка пароля на сервер;

- возможность использования цифровой подписи при передаче.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-6У3

6 шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10У3

6 шт.

Трансформаторы тока

Т-0,66

3 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

EA05RAL-B-4

3 шт.

Многофункциональное устройство связи

МУС-200 Е200-1

1 шт.

Модем

Zyxel OMNI 65K COM Plus EE

1 шт.

Модем

Zyxel Е336Е Plus

1 шт

GSM-модем

Siemens TC35

1шт

Инструкция по эксплуатации

58317473.422231.1707-02.ИЭ

1 экз.

Паспорт -формуляр АИИС КУЭ

58317473.422231.1707-02.ПС

1 экз.

Методика измерений АИИС КУЭ

58317473.422231.1707-02.МИ

1 экз.

Сервер БД с ПО «АльфаЦЕНТР»

АС РЕ 10

1 шт.

Методика поверки

432-141-2017 МП

1 экз.

В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений.

Поверка

осуществляется по документу 432-141-2017МП «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ЗАО «НПО «Знамя труда им. И.И. Лепсе». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-С.-Петербург» 20.10.2017 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

- трансформаторов напряжения (ТН) в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей.

- счетчиков электрической энергии многофункциональных EA05RAL-B-4 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованным с ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;

- модуль коррекции времени типа МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 44097-10);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с модулем коррекции времени МКВ-02Ц;

- прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);

- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

- миллитесламетр универсальный ТПУ-2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);

- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе 58317473.422231.1707-02.МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «НПО «Знамя труда им. И.И. Лепсе». Свидетельство об аттестации № 10-RA.RU.311468-2017 от 14.08.2017 г.

Нормативные документы

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

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание