Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП "Нижегородское метро" (ст. Московская - ст. Горьковская)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Скачать

56477-14: Описание типа СИ Скачать 106 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 56477-14
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП "Нижегородское метро" (ст. Московская - ст. Горьковская)
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2014
Методика поверки / информация о поверке АУВБ.411711.Н03.МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 106 п. 50 от 12.02.2014
Производитель / Заявитель

ООО "Экситон", г.Нижний Новгород

 Россия 


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:

1-й    уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии, класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425 (в части реактивной электроэнергии), установленных на энергообъектах МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Г орьковская).

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 и аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи.

3-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и специализированное программное обеспечение (ПО) « АльфаЦЕНТР».

Уровни ИВКЭ и ИВК объединены в один уровень, далее в тексте это уровень ИВК. АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:

1)    активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;

2)    средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

3)    календарного времени и интервалов времени.

Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике с помощью измерительной микросхемы осуществляется выборка входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналогово-цифровые преобразователи, и выполняются различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на УСПД поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии.

УСПД осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти; также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу.

Для передачи информации с цифровых выходов счетчиков (ИИК) на всех объектах в УСПД созданы каналы передачи информации (основной и резервный), организованные по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат канала ВОЛС (счетчик -преобразователь - УСПД).

В УСПД осуществляется вычисление значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, обработка (вычисление электропотребления за заданные периоды для заданных групп измерительных каналов) и передача на сервер баз данных по интерфейсу RS-232.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения точного времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, сервера и имеет нормированную точность. Синхронизация часов в системе производится не реже одного раза в сутки, по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД (RTU-327).

Для защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

Программное обеспечение

ПО «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии.

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении измерения активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,5S) и измерительных трансформаторов тока и напряжения (кл. точности 0,2, 0,2S).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии, в результате математической обработки измерительной информации в «АльфаЦЕНТР», составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ, приведены в таблице 1.

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие иден-тификацион-ный данные: наименование файла

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe)

4.2.1.0

045761ae9e8e40c82b

061937aa9c5b00

Amrserver.exe

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

4.3.3.0

05a5d6be0574fce8a2

7462e3498dda62

Amrс.exe

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

4.3.3.0

aeefde21a81569abec

96d8cb4cd3507b

Amra.exe

Драйвер работы с БД

4.2.0.0

860d26cf7a0d26da4a

cb3862aaee65b1

Cdbora2.dll

Библиотека шифрования пароля счетчиков

2.0.0.0

0939ce05295fbcbbba

400eeae8d0572c

encryptdll.dll

Библиотека сообщений планировщика опросов

b8c331abb5e3444417

0eee9317d635cd

alphamess.dll

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Таблица 2

Параметр

Значение

1

2

Пределы допускаемых значений относительной погрешности ИК системы при измерении электрической энергии

Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблицах 3 и 4.

Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц

220±22

50±1

Температурный диапазон окружающей среды:

- счетчиков электрической энергии, трансформаторов тока и напряжения, °С

от 5 до 40

Влажность воздуха, %

до 95 при 35 °С

Атмосферное давление, кПа

от 84,0 до 106,7

Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл

0,5

Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения

25 - 100

Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %

0,25

Первичные номинальные напряжения, кВ

10, 6

Первичные номинальные токи, кА

0,1; 0,4; 0,6

Номинальное вторичное напряжение, В

100

1

2

Номинальный вторичный ток, А

5

Количество точек учета, шт.

8

Интервал задания границ тарифных зон, минут

30

Предел допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, с

± 5

Средний срок службы системы, не менее, лет

15

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, dэ, %.

Таблица 3

*

№ ИК

со

Ф

±81 %i,

[ %]

Ii(2) % £ 1изм<15

±85 %i,

[ %]

I5 % £ 1изм<120 %

±820 %Ь [ %]

I20 % £ 1изм<1100 %

±8100 %ь [ %]

I100 % £ 1изм< I1:

%

1, 2, 3, 4 5, 6, 7, 8

1

± 1,9

± 1,4

± 1,4

± 1,4

0,

± 2,1

± 1,9

± 1,6

± 1,6

0,

± 2,6

± 2,1

± 1,8

± 1,8

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %

Таблица 4

№ ИК

sin ф

±81 %i,

[ %]

Ii(2) % £ 1изм<15 %

±85 %i,

[ %]

I5 % £ 1изм<120 %

±820 %i,

[ %]

I20 % £ 1изм<1100 %

±8100 %i,

[ %]

I100 % £ 1изм< I120 %

1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8

0,87

± 3,6

± 3,5

± 3,2

± 3,2

0,6

± 3,9

± 3,4

± 3,4

± 3,4

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК системы при измерении средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени ( d р ), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому

интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):

d 2 э +

d р =±

где

1000PT

cp

e

d р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;

d э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измерения электроэнергии, в %;

К    - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации

трансформаторов тока и напряжения;

Ke    - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, вы

раженному в Вт»ч);

Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;

Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК системы при измерении средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

S = ——— • 100%, где р.корр. 3600ТСР

—t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.

Комплектность

Комплект поставки приведен в таблицах 5 и 6.

Таблица 5

Номер точки измерений

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Средство измерений

Наименование средств измерений Обозначение, тип, технические условия либо метрологические характеристики,

№ Госреестра

ТТ

ТН

счетчик

УСПД

ТП-24 РУ-6 кВ, Ввод 1, яч. 5

ТПОЛ-10УЗ КТ 0,2S Ктт==600/5 № 1261-08

ТН1:ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

Ктн=6000^3/100^3 № 3344-08

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S

Ксч=1 № 31857-11

1

ТН2:ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=6000^3/100^3 № 3344-08

RTU 327-E1-R2M2-M08; № 141907-09

ТП-24 РУ-6 кВ, Ввод 2, яч. 9

ТПОЛ-10УЗ КТ 0,2S Ктт==600/5 № 1261-08

ТН1:ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=6000^3/100^3 № 3344-08

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S

Ксч=1 № 31857-11

2

ТН2:ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Кта=6000/^3/100/^3 № 3344-08

3

ТП-24 РУ-6 кВ,

ТПЛ-10-М-1 КТ 0,2S

ТН1:ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Кта=6000/^3/100/^3 № 3344-08

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S

яч. 3

Ктт=100/5 № 22192-07

ТН2:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=6000^3/100^3 № 3344-08

Ксч=1 № 31857-11

4

ТП-24 РУ-6 кВ, яч. 14

ТПЛ-10-М-1 КТ 0,2S Ктт=100/5 № 22192-07

ТН1:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=6000^3/100^3 № 3344-08

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S

КСч=1 № 31857-11

ТН2:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=6000^3/100^3 № 3344-08

5

СТП-11 РУ-10 кВ, Ввод 1, яч. 6

ТЛК-10-5УЗ КТ 0,2S Ктт=400/5 № 9143-06

ТН1:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=10000^3/100^3 № 3344-08

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S

Ксч=1 № 31857-11

ТН2:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08

6

СТП-11 РУ-10 кВ, Ввод 2, яч. 9

ТЛК-10-5УЗ КТ 0,2S Ктт=400/5 № 9143-06

ТН1:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=10000^3/100^3 № 3344-08

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S

Ксч=1 № 31857-11

ТН2:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08

7

СТП-12 РУ-10 кВ, Ввод 1, яч. 7

ТЛК-10-5УЗ КТ 0,2S Ктт=400/5 № 9143-06

ТН1:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S

КСч=1 № 31857-11

ТН2:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=10000^3/100^3 № 3344-08

8

СТП-12 РУ-10 кВ, Ввод 2, яч. 11

ТЛК-10-5УЗ КТ 0,2S Ктт=400/5 № 9143-06

ТН1:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S

КСч=1 № 31857-11

ТН2:

ЗН0Л.06-6УЗ КТ 0,2

Ктн=10000^3/100^3 № 3344-08

RTU 327-Е 1-R2M2-M0 8; № 141907-09

Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 6

Наименование

Количество,

шт

GPS-приемник

1

Программное обеспечение на CD-диске

1

Формуляр (АИИС11.411711.Н03.Ф0)

1

Методика поверки (АУВБ.411711.Н03.МП)

1

Эксплуатационная документация (АУВБ411711.Н03.ЭД)

1

Поверка

осуществляется по документу АУВБ.411711.Н03.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в ноябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

-    средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    средства поверки счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018 МП, согласованной с ГСИ СИ ФГУП ВНИИМС 25.05.2012

г;

-    средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки» ДЯИМ.466215.007.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году;

-    радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). Пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1 мкс;

-    Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)», Мультиметр «Ресурс - ПЭ». Диапазон измерений от 0 до 10 А. Пределы основной относительное погрешности измерения тока ±1%. Границы относительной погрешности измерений полной мощности 5S: при значении тока от

0,25 А до 7,5 А 5S= ± 0,5 % от измеренного значения; при значении тока от 0,05 А до 0,25 А 5s= ± 1 % от измеренного значения; при значении тока от 0,01 А до 0,05 А 5s= ± 4 % от измеренного значения;

-Термогигробарометр автоматизированный ТГБА-1. Диапазон измерений: температура от минус 60 до 50 °С, погрешность ± 0,2 °С; относительная влажность воздуха от 10 до 98 %, относительная погрешность ± 3 % при температуре от 0 до 50 °С, ± 5 % при температуре от минус 30 до 0 °С; атмосферное давление от 600 до 1080 гПА, относительная погрешность ± 0,3 гПА.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе: «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская). Методика измерений» АУВБ.411711.Н03.МИ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к «Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская)

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

2.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

5.    ГОСТ Р 52323-2005 «Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2S и 0,5S»;

6.    ГОСТ Р 52425 -2005. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

56476-14
Fluke 287/289 Мультиметры цифровые
Фирма "Fluke Corporation", США
Мультиметры цифровые Fluke 287/289 (далее - мультиметры) предназначены для измерений силы и напряжения постоянного и переменного тока, электрического сопротивления постоянному току, электрической емкости, частоты напряжения переменного тока, а также...
56478-14
Ч3-85/4, Ч3-85/5, Ч3-85/6 Частотомеры электронно-счетные
Фирма "SHIJIAZHUANG SUIN INSTRUMENTS CO., Ltd.", Китай
Частотомеры электронно-счетные Ч3-85/4, Ч3-85/5, Ч3-85/6 (далее частотомеры) предназначены для измерения частоты, периода, отношения частот непрерывных синусоидальных или импульсных сигналов, а в моделях Ч3-85/5, Ч3-85/6 дополнительно временного инте...
56475-14
UTB Мультиметры
Фирма "UNI-Trend Group Limited", Китай
Мультиметры UTB (далее - мультиметры), предназначены для измерения сигналов напряжения постоянного (переменного) тока и силы постоянного (переменного) тока, емкости, индуктивности, частоты, сигналов от термопар типа К по ГОСТ Р 8.585-2001.
56479-14
АКИП-6108, АКИП-6109 Измерители RLC
Фирма "Changzhou Eucol Electronic Technology Co. Ltd.", Китай
Измерители RLC АКИП-6108, АКИП-6109 (далее измерители RLC) предназначены для измерений при синусоидальном напряжении следующих параметров элементов и цепей: электрической емкости и сопротивления, индуктивности, модуля полного сопротивления, тангенса...
56474-14
UTB Клещи электроизмерительные
Фирма "UNI-Trend Group Limited", Китай
Клещи электроизмерительные UTB (далее - клещи), предназначены для измерения силы переменного и постоянного тока (модификация UTB 3204), напряжения переменного и постоянного тока, активного сопротивления и частоты переменного тока (модификации UTB 320...