|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП "Нижегородское метро" (ст. Московская - ст. Горьковская) |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Экситон", г.Нижний Новгород |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 017 |
| 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. Горьковская).
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:
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;
средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
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.
Таблица 1
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационный данные:
наименование файла | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | | Программа –планировщик опроса и передачи данных
(стандартный каталог для всех модулей
C:alphacenterexe) | 4.2.1.0 | 045761ae9e8e40c82b061937aa9c5b00 | Amrserver.exe | MD5 | | Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | 4.3.3.0 | 05a5d6be0574fce8a27462e3498dda62 | Amrс.exe | | Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | 4.3.3.0 | aeefde21a81569abec96d8cb4cd3507b | Amra.exe | | Драйвер работы с БД | 4.2.0.0 | 860d26cf7a0d26da4acb3862aaee65b1 | Cdbora2.dll | | Библиотека шифрования пароля счетчиков | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c | encryptdll.dll | | Библиотека сообщений планировщика опросов | | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd | alphamess.dll |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2
| 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, ºС | 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 | | 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, , %.
Таблица 3
| № ИК* | cos φ | ±(1 %I,
[ %]
I1(2) % Iизм±(5 %I,
[ %]
I5 % Iизм±(20 %I,
[ %]
I20 % Iизм| ±(100 %I,
[ %]
I100 % Iизм≤ I120 % | | | | | 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 | 1 | ± 1,9 | ± 1,4 | ± 1,4 | ± 1,4 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %
Таблица 4
| № ИК | sin φ | ±(1 %I,
[ %]
I1(2) % Iизм±(5 %I,
[ %]
I5 % Iизм±(20 %I,
[ %]
I20 % Iизм| ±(100 %I,
[ %]
I100 % Iизм≤ I120 % | | | | | 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 | 0,87 | ± 3,6 | ± 3,5 | ± 3,2 | ± 3,2 |
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 (), 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):
, где
- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измерения электроэнергии, в %;
К – масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
– внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
- 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:
, где
- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
|
| Комплектность | Комплект поставки приведен в таблицах 5 и 6.
Таблица 5
| Номер точки измерений | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Средство измерений | | | ТТ | ТН | счетчик | УСПД | | 1 | 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 | А1805RLXQ-P4GB-DW-4
КТ 0.5S
Ксч=1
№ 31857-11 | RTU 327-Е1-R2М2-М08; № 141907-09 | | 2 | ТП-24 РУ-6 кВ, Ввод 2, яч. 9 | ТПОЛ-10УЗ
КТ 0,2S
Ктт==600/5
№ 1261-08 | ТН1:ЗНОЛ.06-6УЗ
КТ 0,2
Ктн=6000/√3/100/√3
№ 3344-08 | А1805RLXQ-P4GB-DW-4
КТ 0.5S
Ксч=1
№ 31857-11 | | 3 | ТП-24 РУ-6 кВ, яч. 3 | ТПЛ-10-М-1
КТ 0,2S
Ктт=100/5
№ 22192-07 | ТН1:ЗНОЛ.06-6УЗ
КТ 0,2
Ктн=6000/√3/100/√3
№ 3344-08 | А1805RLXQ-P4GB-DW-4
КТ 0.5S
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:
ЗНОЛ.06-6УЗ
КТ 0,2
Ктн=6000/√3/100/√3
№ 3344-08 | А1805RLXQ-P4GB-DW-4
КТ 0.5S
Ксч=1
№ 31857-11 | RTU 327-Е1-R2М2-М08; № 141907-09 | | 5 | СТП-11 РУ-10 кВ, Ввод 1, яч. 6 | ТЛК-10-5УЗ
КТ 0,2S
Ктт=400/5
№ 9143-06 | ТН1:
ЗНОЛ.06-6УЗ
КТ 0,2
Ктн=10000/√3/100/√3
№ 3344-08 | А1805RLXQ-P4GB-DW-4
КТ 0.5S
Ксч=1
№ 31857-11 | | 6 | СТП-11 РУ-10 кВ, Ввод 2, яч. 9 | ТЛК-10-5УЗ
КТ 0,2S
Ктт=400/5
№ 9143-06 | ТН1:
ЗНОЛ.06-6УЗ
КТ 0,2
Ктн=10000/√3/100/√3
№ 3344-08 | А1805RLXQ-P4GB-DW-4
КТ 0.5S
Ксч=1
№ 31857-11 | | 7 | СТП-12 РУ-10 кВ, Ввод 1, яч. 7 | ТЛК-10-5УЗ
КТ 0,2S
Ктт=400/5
№ 9143-06 | ТН1:
ЗНОЛ.06-6УЗ
КТ 0,2
Ктн=10000/√3/100/√3
№ 3344-08 | А1805RLXQ-P4GB-DW-4
КТ 0.5S
Ксч=1
№ 31857-11 | | 8 | СТП-12 РУ-10 кВ, Ввод 2, яч. 11 | ТЛК-10-5УЗ
КТ 0,2S
Ктт=400/5
№ 9143-06 | ТН1:
ЗНОЛ.06-6УЗ
КТ 0,2
Ктн=10000/√3/100/√3
№ 3344-08 | А1805RLXQ-P4GB-DW-4
КТ 0.5S
Ксч=1
№ 31857-11 |
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.ФО) | 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, ± 1мкс;
- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)», Мультиметр «Ресурс – ПЭ». Диапазон измерений от 0 до10 А. Пределы основной относительное погрешности измерения тока ±1%. Границы относительной погрешности измерений полной мощности δS: при значении тока от 0,25 А до 7,5 А δS= ( 0,5 % от измеренного значения; при значении тока от 0,05 А до 0,25 А δS= ( 1 % от измеренного значения; при значении тока от 0,01 А до 0,05 А δS= ( 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.
|
| Нормативные и технические 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 по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
осуществление торговли и товарообменных операций.
|
| Заявитель |
ООО «Экситон»
Адрес: 603009, г. Нижний Новгород, ул. Столетова, 6
тел.: (831) 465-07-13
факс: (831) 465-07-11, E-mail: info@exiton-nn.com
|
| Испытательный центр |
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Нижегородской области» (ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»)
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, 1,
Тел./факс: (831) 428-78-78, (831) 428-57-95, E-mail: mail@nncsm.ru
Аттестат аккредитации ФБУ "Нижегородский ЦСМ" по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30011-13 от 27.11.2013 г.
|
