Номер по Госреестру СИ: 57233-14
57233-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Воронежский завод минерального порошка"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Воронежский завод минерального порошка» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Воронежский завод минерального порошка » используется ПО «АльфаЦЕНТР» и «Энфорс АСКУЭ». ПО «АльфаЦЕНТР» выполняет функцию сбора данных в системе. Функции обработки, хранения и передачи данных в энергосбытовую компанию выполняет ПО «Энфорс АСКУЭ». ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР». Программы, входящие в состав ПО «АльфаЦЕНТР» и «Энфорс АСКУЭ », указаны в таблице 1.
Таблица 1 - 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 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Программа - планировщик опроса и передачи данных |
Amrserv er.exe |
14.02.01 |
e4277881784c048bd 0c146fc70182070 |
MD5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
dea59ed8dc6b1b41e 76ed3bb023fd9c6 | |||
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Атга.ехе |
b7dc2f29537555357 8237ffc2676b153 | |||
Драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
74a1b7d02b751d46b a9edd9fca529dcd | |||
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
Encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c | |||
Библиотека сообщений планировщика опросов |
Al- phamess.dll |
b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd | |||
ПО «Энфорс АСКУЭ» |
Программа расчета вычисляемых показателей |
calcfor-mula.exe |
2.2.22 |
ced70f330d11fd08b dfe91f4f729386e |
IWDS |
Программа пересчета суммарных показателей |
dataproc.exe |
0dda008d662634737 e9cd0efb1cc401e | |||
Программа администрирования и настройки |
enfadmin.exe |
a4dfc5ee2217f59803 07c445242268f7 | |||
Программа просмотра событий сервера |
enfc_log.exe |
ef23dbcc712b12a17 10e60210631233a | |||
Программа автоматического подключения к СУБД |
enflogon.exe |
30ccf97e1b5cfb8fa4 6f5ced4844aecb |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
ПО «Энфорс АСКУЭ» |
Программа просмотра событий счетчиков |
ev_viewer.ex e |
Программа загрузки данных со счетчиков в СУБД |
loaddata-fromtxt.exe | |
Программа формирования макетов 51070 |
newm51070.e xe | |
Программа коррекции данных |
newmedit.exe | |
Программа просмотра данных |
newopcon.exe | |
Программа формирования отчетов |
newre-ports.exe | |
Программа формирования макетов 80020 |
m80020.exe | |
Программа просмотра данных |
tradegr.exe |
4 |
5 |
6 |
2.2.22 |
474a23872c6a74abd e4cd75793d83404 |
МD5 |
dc5b0202d642ae357 9586a45cecde045 | ||
17248e413195cc394 019f0d3ff17b087 | ||
582cb7ba9c0ff46efc e169277072481a | ||
f42d5ed8819ac5b88 514c0ccd9a26490 | ||
98ba8ed664f43b6a1 645c8be9dc37ed0 | ||
637d70adb08213e6e 8a538b9519529d5 | ||
6c7099d644d690739 e41b5ffe42d4933 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии
«АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.
ПО «Энфорс АСКУЭ» аттестовано на соответствие требованиям нормативной докумен-
тации, свидетельство об аттестации № АПП-022-1224 от 02 сентября 2013 года, выданное АНО «МИЦ».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
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 учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Воронежский завод минерального порошка» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Воронежский завод минерального порошка», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 57233-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Воронежский завод минерального порошка». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10 марта 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
-
• трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
• трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
• по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
• по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
• счетчиков Меркурий 230 ART - согласно «Методике поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Лист № 8
Всего листов 9
Изготовитель
Открытое акционерное общество «ВАЭС» (ОАО «ВАЭС») Юридический адрес: 394018, Российская Федерация, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а Почтовый адрес: 394018, Российская Федерация, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а Тел.: (473) 253-09-47
Факс: (473) 222-71-41, 222-71-42
E-mail: office@vaes.ru
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт» (ООО «Энергостандарт»)
Юридический адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42 Тел.: 8(495) 640-96-09
E-mail: info@en-st.ru
Лист № 9 Всего листов 9
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер НР DL160G8, GSM-модем Siemens MC-35i, сетевой коммутатор HP V1910-16G, устройство синхронизации системного времени на базе Garmin 35LVS (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), расположенные на каждом из предприятий, и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энфорс АСКУЭ».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 преобразуются 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 счетчика по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на модем, осуществляющий дальнейшую передачу накопленных данных по основному каналу сотовой связи стандарта GSM в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ. Сервер ИВК осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов транс-
Лист № 2 Всего листов 9 формации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС», региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС » (РДУ) и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется от ИВК АИИС КУЭ по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на базе Garmin 35LVS, синхронизирующим собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы сервера синхронизированы по времени часов приемника, сличение 1 раз в 30 минут, погрешность синхронизации не более ±1 с. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с сервером ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с., но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Лист № 3 Всего листов 9
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС |
КУЭ | ||
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количество |
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ |
47959-11 |
2 |
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛ |
46738-11 |
3 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230 |
23345-07 |
1 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Формуляр |
— |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
— |
— |
1 |
Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня ИК АИИС КУЭ ООО «Воронежский завод мине-
рального порошка» и их основные метрологические характеристики
Номер точки измерения на однолиней ной схеме |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
Основная погрешность, % |
Погреш ность в рабочих условиях, % | |||
1 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
Опора №193 ВЛ-10-8 10 кВ |
ТОЛ-10-1-2 У2 200/5 Кл. т. 0,5S Зав. №14322 Зав. №14378 |
ЗНОЛ-СТ-6(10) 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Зав. №100567 Зав. №100565 Зав. №100574 |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №13185160 |
HP Proliant DL160 G8 №CZJ22406SD |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,5 ±5,9 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
-
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
-
4 Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;
-
- температура окружающей среды: (20±5) °С;
-
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02(0,05) - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф фиф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 40 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при 35 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
для электросчетчиков:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; диапазон коэффициента мощности cosф фиф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха для счетчика - от минус 40 до плюс 55 °С;
-
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа. для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30°С;
-
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Лист № 6 Всего листов 9
-
6 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 40°С;
-
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Воронежский завод минерального порошка» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный
информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- электросчётчик Меркурий 230 ART - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 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 выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
• параметрирования;
-
• пропадания напряжения;
-
• коррекции времени в счетчике;
-
- журнал сервера:
-
• параметрирования;
-
• пропадания напряжения;
-
• - коррекции времени в счетчике и сервере;
-
• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
• электросчётчика;
-
• промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
• испытательной коробки;
-
• сервер ИВК;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
-
• электросчетчика;
-
• сервер ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
Лист № 7 Всего листов 9 - 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 ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 5 лет (функция автоматизирована).