Номер по Госреестру СИ: 47291-11
47291-11 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ОАО "Верофарм" в г.Воронеже
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Филиала ОАО «Верофарм» в г. Воронеже, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже используется программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе «АльфаЦентр», которое функционирует на нескольких уровнях:
-
• программное обеспечение счетчика;
-
• программное обеспечение АРМ;
-
• программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО АИИС КУЭ Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже |
ПО «АльфаЦентр» |
АС_РЕ_10 АС_РЕ_2 |
- |
- |
Таблица 2 - 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 |
5.05.01 |
582b756b2098 a6dabbe52eae 57e3e239 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
amrc.exe |
b3bf6e3e5100 c068b9647d2f 9bfde8dd | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
amra.exe |
764bbe1ed878 51a0154dba88 44f3bb6b | |||
драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
5.05.01 |
7dfc3b73d1d1 f209cc4727c9 65a92f3b |
MD5 | |
библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
0939ce05295f bcbbba400eea e8d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e3 4444170eee93 17d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-
Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 20481-00;
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже
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 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
-
6. ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
-
7. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
-
8. Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ОАО «Верофарм» в г.Воронеже.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
-
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01
Испытательный центр
ФГУП «ВНИИМС»,АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему, которая состоит из информационно-измерительных каналов (далее - ИИК) и информационновычислительного комплекса (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), а также из системы обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в Филиале ОАО «Верофарм» в г. Воронеже.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИИК, включающий трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М.01 по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице
-
2.
2-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК) с функциями ИВКЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, в том числе модем ZyXEL-U336E Plus и GSM-модем Cinterion MC-35i, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора и хранения данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе УССВ - 16HVS и программное обеспечение (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 системы, где осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление
Лист № 2 Всего листов 7 справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК с функциями ИВКЭ с помощью модема ZyXEL-U336E Plus и GSM-модема Cinterion MC-35i.
Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе «АльфаЦентр АС_РЕ_10» и «Аль-фаЦентр АС_РЕ_2», которое функционирует на уровне сервера БД и АРМе соответственно.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя УССВ -16HVS. Время счетчиков синхронизировано со временем УССВ, корректировка времени выполняется 1 раз в 30 минут при расхождении времени счетчиков и УССВ на ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем сервера АИИС осуществляется каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем сервера АИИС на ±2 с выполняется корректировка времени сервера. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Комплектность АИИС КУЭ Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 3 Комплектность АИИС КУЭ Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже | |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10 |
2 шт. |
Трансформаторы тока ТОЛ -10 |
4 шт. |
Трансформаторы напряжения НТМИ-6-66 |
2 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М.01 |
3 шт. |
Устройство синхронизации системного времени |
1 шт. |
Сервер баз данных |
1 шт. |
ПО «АльфаЦентр АС РЕ 10» |
2 шт. |
ПО «АльфаЦентр АС РЕ 2» |
1 шт. |
Методика поверки |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
1 шт. |
Формуляр |
1 шт. |
-
2.
2-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК) с функциями ИВКЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, в том числе модем ZyXEL-U336E Plus и GSM-модем Cinterion MC-35i, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора и хранения данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе УССВ - 16HVS и программное обеспечение (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 системы, где осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление
Лист № 2 Всего листов 7 справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК с функциями ИВКЭ с помощью модема ZyXEL-U336E Plus и GSM-модема Cinterion MC-35i.
Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе «АльфаЦентр АС_РЕ_10» и «Аль-фаЦентр АС_РЕ_2», которое функционирует на уровне сервера БД и АРМе соответственно.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя УССВ -16HVS. Время счетчиков синхронизировано со временем УССВ, корректировка времени выполняется 1 раз в 30 минут при расхождении времени счетчиков и УССВ на ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем сервера АИИС осуществляется каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем сервера АИИС на ±2 с выполняется корректировка времени сервера. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже используется программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе «АльфаЦентр», которое функционирует на нескольких уровнях:
-
• программное обеспечение счетчика;
-
• программное обеспечение АРМ;
-
• программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО АИИС КУЭ Филиал ОАО «Верофарм» в г. Воронеже |
ПО «АльфаЦентр» |
АС_РЕ_10 АС_РЕ_2 |
- |
- |
Таблица 2 - 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 |
5.05.01 |
582b756b2098 a6dabbe52eae 57e3e239 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
amrc.exe |
b3bf6e3e5100 c068b9647d2f 9bfde8dd | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
amra.exe |
764bbe1ed878 51a0154dba88 44f3bb6b | |||
драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
5.05.01 |
7dfc3b73d1d1 f209cc4727c9 65a92f3b |
MD5 | |
библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
0939ce05295f bcbbba400eea e8d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e3 4444170eee93 17d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-
Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 20481-00;
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 3
Таблица 3 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Ц/Ц q\f |
Номер точки измерений |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
1 |
1 |
РУ 6кВ, яч.8 ввод №2 |
ТПЛ-10 У3 Госреестр № 1276-59 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 2300 Зав. № 2382 |
НТМИ-6-66 Госреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ТСКК |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802112864 |
активная, реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,3 ± 5,3 | |
2 |
2 |
РУ 6кВ, яч.1А ввод №1 |
ТОЛ-10 Госреестр № 38395-08 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 875 Зав. № 863 |
НТМИ-6-66 Госреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ТУКК |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802112809 |
активная, реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,3 ± 5,3 | |
3 |
3 |
РУ 6кВ яч.4А ООО «Акти в-менеджмент» |
ТОЛ -10 Госреестр № 38395-08 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № б\н Зав. № 2528 |
НТМИ-6-66 Госреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ТСКК |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802112422 |
активная, реактивная |
± 1,2 ± 2,8 |
± 3,3 ± 5,3 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
-
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 1,02) 1'ном; ток (1 1,2) Шом, cos9 = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
-
4. Рабочие условия:
-
- параметры сети: напряжение (0,9 1,1) 1'ном; ток (0,05 (0,02) 1,2) Шом;
0,5 инд.<cosф<0,8 емк.
-
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 °С до + 70 °С,
-
- для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С; для сервера от +15 °С до +35 °С;
-
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 °С до +30 °С;
-
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983,
Лист № 5
Всего листов 7 счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
-
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном на Филиал ОАО «Верофарм» в г.Воронеже порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,98 - коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 11494,25 ч - среднее время наработки на отказ.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного 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;
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).