Номер по Госреестру СИ: 50191-12
50191-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ОАО "Машиностроительный завод "Арсенал"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ОАО «Машиностроительный завод «Арсенал» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ОАО «Машиностроительный завод «Арсенал» сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
Прикладное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей 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.ex e |
3.32.0.0 |
94B754E7DD0A57655 C4F6B8252AFD7A6 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Атгс.ехе |
3.32.0.0 |
8278B954B23E736607 2317FFD09BAAB |
MD5 | |
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
3.32.0.0 |
B7DC2F29537555357 8237FFC2676B153 |
MD5 | |
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
3.31.0.0 |
5E9A48ED75A27D10 C135A87E77051806 |
MD5 | |
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
2.0.0.0 |
0939CE05295FBCBB BA400EEAE8D0572C |
MD5 | |
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
Номер версии отсутствует |
B8C331ABB5E344441 70EEE9317D635CD |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений описан в методике измерений ИЦЭ 1227РД-12.01.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измеренийОсуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется в соответствии с документом ИЦЭ 1227РД-12.01.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Машиностроительный завод «Арсенал» Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 19.04.2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и / или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики электрической энергии по ГОСТ 8.584-04.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «Энергия».Юридический адрес: 153002, г. Иваново, ул. Калинина, д.9/21.
Почтовый адрес: 153002, г. Иваново, ул. Калинина, д.9/21.
e-mail: ic energia@mail.ru, тел: (4932) 366-300, факс: (4932) 37-13-00.
Испытательный центр
: Г осударственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»,424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, 3
тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
-
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
-
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
-
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - информационно измерительный комплекс (ИИК) трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных типа RTU-325 (№ 37288-08 в Государственном реестре средств измерений), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.
Между уровнями ИВКЭ и ИВК с помощью модемов Siemens MC35 организованы GSM каналы связи (GSM 900/1800), обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК.
-
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» производства ООО «Эльстер Метро-ника» (№ 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ (HP ProLiant ML370 G5), устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (№ 28716-05 в Государственном реестре средств измерений) и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).
На уровне ИВК обеспечивается:
-
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
-
- автоматическое выполнение коррекции времени;
-
- сбор данных о состоянии средств измерений;
-
- контроль достоверности результатов измерений;
-
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
-
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
-
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
-
- ведение нормативно-справочной информации;
-
- ведение «Журналов событий»;
-
- формирование отчетных документов;
-
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
-
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
-
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
-
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
-
- диагностику работы технических средств и ПО;
-
- разграничение прав доступа к информации;
-
- измерение интервалов времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
-
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
-
- показатели режимов электропотребления;
-
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
-
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
Первичные фазные 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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой
Лист № 3 Всего листов 7 сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
-
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
-
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы
GSM модема. По запросу или в автоматическом режиме модем направляет информацию в ИВК ОАО «Мосгорэнерго».
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-1 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-1 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. УСВ-1 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера, УСПД и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с показаниями часами счетчиков более чем на ±2 c.
Суточный ход часов компонентов системы не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на УСПД;
-
- установка пароля на сервер.
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия |
Кол-во шт. |
Примечание |
Счетчик электрической энергии ЕвроАльфа |
8 | |
Трансформатор тока ТПОЛ-10 |
24 | |
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 |
2 | |
Сервер HP ProLiant ML370 G5 |
1 | |
УСПД RTU-325 |
1 | |
Устройство синхронизации времени УСВ-1 |
1 | |
Модем GSM Siemens MC35 |
4 | |
Комплекс информационно-вычислительный ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 | |
Методика поверки ИЦЭ 1227 РД-12.01.МП |
1 | |
Инструкция по эксплуатации МГЭР.411713.004.15-ИЭ |
1 | |
Паспорт МГЭР.411713.004.15-ПС |
1 |
Состав первого уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 Основные технические и метрологические характеристики АИИС КУЭ.
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав первого уровня ИК |
Вид элек-троэнер-гии |
Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
РП 2197, РУ-6 кВ, I сек.ш. яч. №7 |
ТПОЛ-10; 600/5; к.т. 0,5S; № Госреестра 1261-08 |
НАМИТ- 10-2; 6000/^3/100/^ 3к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 |
ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра 16666-07 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,6 |
±2,2 ±3,5 |
2 |
РП 2197, РУ-6 кВ, II сек.ш., яч. №17 |
ТПОЛ-10; 600/5; к.т. 0,5S; № Госреестра 1261-08 |
НАМИТ- 10-2; 6000/^3/100/^ 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 |
ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра 16666-07 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,6 |
±2,2 ±3,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
3 |
РП 2197, РУ-6 кВ, III сек.ш., яч. №30 |
ТПОЛ-10; 600/5; к.т . 0,5S; № Госреестра 1261-08 |
НАМИТ- 10-2; 6000/^3/100/^ 3к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 |
ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра 16666-07 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,6 |
±2,2 ±3,5 |
4 |
РП 2104, РУ 6 кВ, I сек.ш. секционный вы-ключа- тель |
ТПОЛ-10; 300/5; к.т. 0,5S; № Госреестра 1261-08 |
НАМИТ- 10-2; 6000/^3/100/^ 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 |
ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра 16666-07 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,6 |
±2,2 ±3,5 |
5 |
РП 2180, РУ-6 кВ, I сек.ш., яч. №1 |
ТПОЛ-10; 1000 /5; к.т . 0,5 S; № Госреестра 1261-08 |
НАМИТ- 10-2; 6000/^3/100/^ 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 |
ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра 16666-07 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,6 |
±2,2 ±3,5 |
6 |
РП 2180, РУ-6 кВ, II сек.ш., яч. 22 |
ТПОЛ-10; 1000 /5; к.т . 0,5 S; № Госреестра 1261-08 |
НАМИТ- 10-2; 6000/^3/100/^ 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 |
ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра 16666-07 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,6 |
±2,2 ±3,5 |
7 |
РП 2103, РУ-6 кВ, I сек.ш., яч. 3а |
ТПОЛ-10; 300/5; к.т. 0,5S; № Госреестра 1261-08 |
НАМИТ-10-2; 6000/^3/100/^ 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 |
ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра 16666-07 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,6 |
±2,2 ±3,5 |
8 |
РП 2103, РУ-6 кВ, I сек.ш., яч. 3а |
ТПОЛ-10; 300/5; к.т. 0,5S; № Госреестра 1261-08 |
НАМИТ-10-2; 6000/^3/100/^ 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 |
ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра 16666-07 |
активная реактивная |
±0,9 ±1,6 |
±2,2 ±3,5 |
Примечания:
-
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
-
2. В качестве характеристик основной 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, cos j = 0,9 инд.;
-
• температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
-
• относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
-
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
-
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
-
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
-
• индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
-
4. Рабочие условия:
-
• параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном;
0,5 инд < cos j < 0,8 емк;
-
• температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус
40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
-
• относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха
30°С;
-
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
-
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
-
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
-
• индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
-
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной энергии;
-
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Глубина хранения информации:
-
• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
-
• ИВКЭ - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - от 3 суток (для коротких интервалов и параметров электросети) до 210 суток.
-
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
-
7. Надежность применяемых в системе компонентов:
-
• счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее
50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
-
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.
-
• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.