Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП "Почта России", зональный сортировочный узел. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП "Почта России", зональный сортировочный узел

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 968 п. 47 от 23.08.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП «Почта России», зональный сортировочный узел (далее АИИС КУЭ), расположенная по адресу: г. Санкт-Петербург, ул. Софийская, д. 81, корп. 1 лит. А, предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ФГУП «Почта России», зональный сортировочный узел, сбора, обработки, хранения 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 электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин., 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;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика 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 - уровень измерительно-информационных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), включающий:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ);

- вторичные измерительные цепи;

- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.

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

- автоматизированное рабочее место сервера БД АИИС КУЭ (далее АРМ);

- программное обеспечение (далее ПО) «АльфаЦЕНТР»;

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

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. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем 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.

АРМ 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 по основному каналу телефонной сети общего пользования и по резервному каналу GSM связи.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера базы данных (БД) гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и АРМ АИИС КУЭ .

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Счетчик электрической энергии

Оборудование ИВК (2-й уровень)

1

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 1

TCH-12; 3000/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 26100-03; зав. № 43625 зав. № 43626 зав. № 43627

Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4;

1ном (Тмакс) = 5 (10) А;

ином = 3 х 220/380 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2005;

Госреестр СИ № 31857-06; зав. № 01221690

Каналообразующая аппаратура, АРМ, ПО «АльфаЦЕНТР»

2

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 2

TCH-12; 3000/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 26100-03; зав. № 43481 зав. № 43482 зав. № 43480

Альфа A^RAL^GB-DW^; 1ном (Тмакс) = 5 (10) А;

U™ = 3x220/380 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2005;

Госреестр СИ № 31857-06;

зав. № 01221691

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 г., выданное ФГУП « ВНИИМС».

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «С» в соответствии с разд. 2.6 МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.

Таблица 2

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование ПО

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «АльфаЦЕНТР»

отсутствует

12.01

3E736B7F380863F44

CC8E6F7BD211C54

MD5

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и табл. 4.

Таблица 3

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

2

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

0,4

Отклонение напряжения от номинального, %

±10

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

3000

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока

от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф

0,5 - 1

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С - трансформаторов тока, счетчиков

от 5 до 35

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее: - Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4

120000

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ФГУП «Почта России», зональный сортировочный узел приведены в табл. 4.

Таблица 4

Но

мер ИК

Наименование присоединения

Значение cos<p

1 % 1нм < <5 % 1нм

5 % IHCM< <20 % U

20 %1нм<1 <100 % 1нм

100 % IHM <I <120 % IHM

Активная энергия

1

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 1

1,0

±2,1

±1,2

±1,0

±1,0

2

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 2

1

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 1

0,8

±3,0

±1,9

±1,3

±1,3

2

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 2

1

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 1

0,5

±5,4

±3,0

±2,1

±2,1

2

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 2

Реактивная энергия

1

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 1

0,8

±5,0

±3,5

±2,9

±2,9

2

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 2

1

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 1

0,5

±3,5

±2,8

±2,4

±2,4

2

ВРУ-0,4 кВ, Ввод 2

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 (Альфа А1805), средний срок службы 30 лет;

- трансформаторы тока типа ТСН-12 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1000000 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;

- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

- счетчиками электрической энергии:

o попыток несанкционированного доступа;

o связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

o коррекции текущих значений времени и даты;

o отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

o перерывов питания;

o самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии;

- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательных клеммных коробок;

Защита информации на программном уровне:

- установка паролей на счетчиках электрической энергии;

- установка пароля на АМР;

- возможность использования цифровой подписи при передаче данных.

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

- АМР - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП «Почта России», зональный сортировочный узел.

Комплектность

Наименование

Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО)

Кол-во

Трансформатор тока

ТСН-12

6

Счетчик электрической энергии

A18O5RAL-P4GB-DW-4

2

Терминал сотовой сети связи

Cinterion MC35iT

1

Модем проводной телефонной сети

Zyxel U336E

Преобразователь интерфейсов

MOXA NPort 6450

1

АРМ

ПЭВМ (IBM совместимый)

1

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»

AC_PE

1

Инструкция по эксплуатации

ЭУАВ.031004.001. АИ-ИЭ

1

Методика измерений

ЭУАВ .031004.001. АИ-МИ

1

Паспорт-формуляр

ЭУАВ.031004.001. АИ-ПС

1

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Перечень эталонов, применяемых при поверке:

- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в табл. 2 МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе ЭУАВ.031004.001.АИ-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП «Почта России», зональный сортировочный узел. Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00283-2013 от 03.06.2013 г.

Нормативные документы

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

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

3. МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание