Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Транссервисэнерго". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Транссервисэнерго"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 375 п. 03 от 29.05.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 46696
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Транссервисэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии, по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.

Первичные 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 преобразуют 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе РСТВ-01-01, синхронизирующего собственное системное время по сигналам времени, получаемым от GPS-приемника. Время сервера БД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и ±1 с. Погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение времени счетчи-

ков с временем сервера БД производится при сеансе связи с сервером один раз в сутки и предшествует сбору данных со счётчиков, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем сервера БД ±2 с. Погрешность системы обеспечения единого времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ЗАО «Транссервисэнерго» используется ПО "Альфа-Центр" версии 11, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "Альфа-Центр" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "Альфа-Центр".

Таблица1

- Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

Программа - планировщик опроса и передачи данных

Amrserver.exe

11.07.01. 01

7e87c28fdf5ef 99142ad5734e e7595a0

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

Amrc.exe

9c588f4dad500

813437bc81d91

192ab7

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

Атга.ехе

ddc86a04fe7a9 c84401d17aa8d b527d5

Драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

0ad7e99fa2672 4e65102e21575 0c655a

Библиотека шифрования пароля счетчиков

Encryptdll.dll

0939ce05295fb cbb-ba400eeae8d05 72c

Библиотека сообщений планировщика опросов

Alphamess.dll

b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-

Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ЗАО «Транссервисэнерго» и

их основные метрологические характеристики

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ОАО «Нелидовский ДОК»

1

ПС 35/10/6 кВ «Половцово», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №9, ф. «ДОК-1»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5

Зав. № 969

Зав. № 362

НАМИ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1105

EAO5RAL -B-3 Кл.т.

0,5S/1,0 Зав. № 01043250

HPProLi-antDL380 G7

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

2

ПС 35/10/6 кВ «Половцово», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №3, ф. «ДОК-2»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 25370 Зав. № 16240

НАМИ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1198

EAO5RAL

-B-3

Кл.т.

0,5S/1,0 Зав. № 01120660

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

ООО «Стекольный завод 9 Января»

4

ПС 35/10 кВ «9 Января», КРУН-10 кВ, 1 СШ, яч. №7, ф."Завод 9Янв-1"

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 55772 Зав. № 55915

НАМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1066

A1R-3-AL-C29-T Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01002913

HPProLi-antDL380 G7

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

5

ПС 35/10 кВ «9 Января», КРУН-10 кВ, 2 СШ, яч. №10, ф. "Завод 9Янв-2"

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 83920 Зав. № 36925

НАМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1756

A1R-3-AL-C29-T Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01002914

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном; cos9 = 0,9 инд.;

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

4. Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.

5. Допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 до +70°С; счетчиков -от минус 40 до +60 °С; УСПД - от минус 10 до + 50 °С; ИВК - от плюс 10 до +25 °С;

6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05^ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40 °С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005;

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ЗАО «Транссервисэнер-го» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т =

80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 168 ч;

- электросчётчик Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 168 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Транссервисэнерго» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Кол-во, шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10 (Госреестр №1276-59)

4

Трансформатор тока ТЛМ-10 (Госреестр № 2473-00)

4

Трансформатор напряжения НАМИ-10 (Госреестр №11094-87)

4

Счетчик электрической энергии ЕвроАЛЬФА (Госреестр № 16666-97)

2

Счетчик электрической энергии АЛЬФА (Госреестр №14555-02)

2

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 50022-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Транссервисэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в марте 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

- Счетчик Альфа - по документу «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки»;

- Счетчик ЕвроАльфа - по документу «ГСИ. Счетчики электрической жнергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Транссервисэнерго».

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

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

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание