Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "НПП "Вектор"
Номер в ГРСИ РФ: | 52016-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Оператор коммерческого учета" (ОКУ), г.С.-Петербург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО ┌НПП ┌Вектор√ (далее ╞ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО ┌НПП ┌Вектор√, сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 52016-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "НПП "Вектор" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Номер сертификата | 49052 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1100 п. 15 от 07.12.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Оператор коммерческого учета" (ОКУ), г.С.-Петербург
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МИ 3000-2006 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
52016-12: Описание типа СИ | Скачать | 209.2 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «НПП «Вектор» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «НПП «Вектор», 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 и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;
- обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам розничного рынка электрической энергии (далее внешним организациям);
- предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция показаний часов).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - уровень точек измерения (уровень ТИ), включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- вторичные измерительные цепи;
- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.
2-й уровень - уровень базы данных (БД), включающий:
- сервер баз данных (далее сервер БД);
- 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 рассчитывает полную мощность S = UI.
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 БД 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 и резервному каналам GSM-связи.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера коммерческого учета (СКУ) гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера СКУ и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков.
Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, сервера БД) не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала | ||
ТТ |
Счетчик электрической энергии |
Оборудование базы данных (2-й уровень) | ||
1 |
ТП 555; Тр №2, Ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66 У3; 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 47957-11; Заводской номер: 1112197 1112202 1112200 |
Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; !ном (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-05; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-05; Г осреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01237704 |
Сервер БД, каналообразующая аппаратура, ПО Альфа-ЦЕНТР |
2 |
ТП 555; Тр №1, Ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66 У3; 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 47957-11; Заводской номер: 1112192 1112193 1112198 |
Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; !ном (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-05; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Г осреестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01237703 |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии 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» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электрической энергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электрической энергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.
ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «Альфа ЦЕНТР» под № 44595-10.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - С.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.
Таблица 2
Наименование программного обеспечения |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «АльфаЦЕНТР» AC PE 20 |
ac_metrology.dll |
12.01 |
3E736B7F380863F44 CC8E6F7BD211C54 |
MD5 |
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета 2
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ 0,4
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А 1500 Рабочие условия эксплуатации:
- напряжение (0,95 - 1,05) Ином
- ток (0,01 - 1,2) 1ном
- коэффициент мощности, cosj 0,5 < cosj < 1
- температура окружающей среды, °С от 0 до 30 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов системы, с ±5
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
№ ИК |
Наименование присоединения |
Значение cosj |
1%!ном < I < 5%!ном |
5%!ном < I < 20%!ном |
20%!ном < I < 100%!ном |
100%!ном < I < 120%!ном |
Активная энергия | ||||||
1-2 |
ТП 555; Тр №2, Ввод 0,4 кВ ТП 555: Тр №1, Ввод 0.4 кВ |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 |
0,8 |
±3,3 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | ||
0,5 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,5 |
±2,5 |
№ ИК |
Наименование присоединения |
Значение cosj |
1%!ном < I < 5%!ном |
5%!ном < I < 20%!ном |
20%!ном < I < 100%!ном |
100%!ном < I < 120%!ном |
Реактивная энергия | ||||||
1-2 |
ТП 555; Тр №2, Ввод 0,4 кВ ТП 555; Тр №1, Ввод 0.4 кВ |
0,8 |
±5,6 |
±4,3 |
±3,8 |
±3,8 |
0,5 |
±4,2 |
±3,7 |
±3,3 |
±3,3 |
Примечание:
В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;
- GSM модем - среднее время наработки на отказ, не менее 30000 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:
о попыток несанкционированного доступа;
о связи со счетчиком, приведшим к каким-либо изменениям данных; о коррекции текущих значений времени и даты; о отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; о перерывов питания;
о 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;
- сервер БД.
Защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на сервер БД;
- возможность использования цифровой подписи при передачи данных.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности.
Комплектность
Наименование |
Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО) |
Кол-во |
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 У3 |
6 |
Счетчики электрической энергии |
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
2 |
Модем |
ОВЕН ПМ01-220.АВ |
2 |
Сервер базы данных |
ПЭВМ (IBM совместимый) |
1 |
Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 |
Методика измерений |
58317473.422231.1104-05. МИ |
1 |
Паспорт-формуляр |
58317473.422231.1104-05. ПС |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные 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 58317473.422231.1104-05.МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО «НПП «Вектор». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00224-2012 от 04.06.2012.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ЗАО «НПП «Вектор»
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. Системы автоматизированные информационно измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.