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

Основные
Тип Нет данных
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