Номер по Госреестру СИ: 60173-15
60173-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "ЛЕНТЕХГАЗ"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «ЛЕНТЕХГАЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «ЛЕНТЕХГАЗ», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР ».
Экспертиза ПО «АльфаЦЕНТР» на соответствие требованиям нормативной документации проведена ФГУП «ВНИИМС» 31.05.2012 г.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с с Р 50.2.077-2014- «ВЫСОКИЙ».
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 2.
Таблица 2
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «АльфаЦЕНТР» АС РЕ 10 |
отсутствует |
12.01 |
3E736B7F380863F44 CC8E6F7BD211C54 |
MD5 |
наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «ЛЕНТЕХГАЗ». Методика измерений приведена в документе ЭСК 84/14.03.000 МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «ЛЕНТЕХГАЗ». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00338-2014 от 08 августа 2014 г. 1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». 2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения». 3. МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Перечень эталонов, применяемых при поверке: - средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2 МИ 3000-2006. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ решает следующие задачи: - автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности; - периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений; - хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет; - обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации; - разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных; - передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии (далее внешним организациям); - передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам; - предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций; - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.); - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; - конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ; - ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень - уровень измерительно-информационных комплексов точек измерений (ИИК), включающий: - измерительные трансформаторы тока (ТТ); - измерительные трансформаторы напряжения (ТН); - вторичные измерительные цепи; - многофункциональные электронные счетчики электрической энергии. 2- й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий: - устройство сбора и передачи данных (УСПД); - технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура). 3- й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий: - центр сбора и обработки информации (ЦСОИ); - АРМ с функцией сервера баз данных; - устройство синхронизации системного времени (УССВ); - технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура); - программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР». 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. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I. Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов. Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5. Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТН и ТТ, хранение полученной информации и передачу накопленных данных по проводным линиям или коммутируемым телефонным линиям на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии. На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электрической энергии осуществляется от сервера БД по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS приемник сигналов точного времени 16HVS, подключаемый к автоматизированному рабочему месту (далее АРМ) с функцией сервера баз данных (далее БД) установленного в ЦСОИ ЗАО «ЛЕНТЕХГАЗ». Сервер БД производит коррекцию часов во всех элементах АИИС КУЭ в автоматическом режиме при сеансах считывания данных, если расхождение часов сервера БД и часов элементов АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков, УСПД и сервере БД АИИС КУЭ. Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке. Состав измерительных каналов приведен в таблице 1. Таблица 1 № ИК Наименование объекта Состав измерительного канала Трансформатор тока Трансформатор напряжения Счетчик Уровень ИВКЭ Уровень ИВК 1 2 3 4 5 6 7 1 ТП 8210 РУ-10 кВ, 1 с . ш., яч .7 ТПЛ-10-М У2; 400/5; Класс точности 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07 зав.№ 3425 зав.№ 3473 зав.№ 3501 ЗНОЛ.06-10 У3; 10000/^3 / 100/V3 класс точности 0,5 ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 1007884 зав.№ 1007993 зав.№ 1007997 Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3х57,7/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11 зав.№ 01 229 533 cf га сч сч m с| Щ о и-1 о нЭ га Н св 3 о га 1 И оо « 00 св CI К F <=! св О К о. и о с л К о <Ь> О-О о Ю о ° U о га н о О Ои н о c/f К, Щ о. Й £ 11 Я s £ & go Св 1—1 к к £ св Рч к; Н св Щ >> св S 'в4 О » § о щ Н св м 2 ТП 8210 РУ-10 кВ, 2 с . ш., яч .8 ТПЛ-10-М У2; 400/5; Класс точности 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07 зав.№ 3317 зав.№ 3328 зав.№ 3318 ЗНОЛ.06-10 У3; 10000/^3 / 100/V3 класс точности 0,5 ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 1008182 зав.№ 1008172 зав.№ 1008180 Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3х57,7/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11 зав.№ 01 229 539 3 РП 3128 РУ-6 кВ, между яч.2 и яч.3 ТПОЛ-10 У3; 600/5; Класс точности 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 1261-08 зав.№ 21624 зав.№ 20630 зав.№ 23146 ЗНОЛ.06-6 У3; 6000/\3 / 100/V3 класс точности 0,5 ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 1007877 зав.№ 1007775 зав.№ 1007835 Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3х57,7/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11 зав.№ 01 229 524 лист № 3 всего листов_8 Продолжение таблицы 1 1 2 3 4 5 6 7 4 РП 3128 РУ-6 кВ, между яч.6 и яч.7 ТПОЛ-10 У3; 600/5; Класс точности 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 1261-08 зав.№ 23144 зав.№ 22600 зав.№ 23136 ЗНОЛ.06-6 У3; 6000/\3 / 100/ Vs класс точности 0,5 ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 1007785 зав.№ 1007811 зав.№ 1007774 Альфа А1800 A1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3x57,7/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11 зав.№ 01 229 537 cf га сч сч m с| Щ о и-1 о нЭ га Н св 3 о га 1 И оо « 00 св CI К F <=! св О К о. О о с л К о <Ь> О-О о Ю о ° U о га н о О Ои н о c/f К, Щ О. Й £ 11 Я s £ & go Св 1—1 к к £ св Рч к; Н св Щ >, св S 'в4 св о< О » § о щ Н св м 5 РП 3186 РУ-6 кВ, между яч.15 и яч.6 ТОЛ-10-1-1 У2; 800/5; Класс точности 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 15128-07 зав.№ 59795 зав.№ 59830 зав.№ 59832 ЗНОЛ.06-6 У3; 6000/\3 / 100/V3 класс точности 0,5 ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 1007776 зав.№ 1007644 зав.№ 1007783 Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3х57,7/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11 зав.№ 01 229 538 6 РП 3186 РУ-6 кВ, яч.4 ТПОЛ-10 У3; 800/5; Класс точности 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 1261-08 зав.№ 23367 зав.№ 23366 зав.№ 23368 ЗНОЛ.06-6 У3; 6000/\3 / 100/V3 класс точности 0,5 ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 1007812 зав.№ 1007769 зав.№ 1007745 Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3х57,7/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11 зав.№ 01 229 536 лист № 4 всего листов_8 Примечание: Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. В комплект поставки АИИС КУЭ ЗАО «ЛЕНТЕХГАЗ» входят: 1. Трансформатор тока ТПЛ-10-М У2 - 6 шт. 2. Трансформатор тока ТПОЛ-10 У3 - 9 шт. 3. Трансформатор тока ТОЛ-10-1-1 У2 - 3 шт. 4. Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10 У3 - 6 шт. 5. Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 У3 - 12 шт. 6. Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный типа Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4 - 6 шт. 7. Устройство сбора и передачи данных RTU-325L-E2-512-M2-B2 - 1 шт. 8. Устройство синхронизации системного времени УССВ-^HVS - 1 шт. 9. Модем ZyXEL U-336E - 5 шт. 10. Сотовый модем Cinterion MC-52i - 1 шт. 11. Методика измерений ЭСК 84/14.03.000 МИ - 1 шт. 12. Паспорт ЭСК 84/14.03.000 ПС - 1 шт. Количество ИК коммерческого учета Номинальное напряжение на вводах системы, кВ |
6 6 (ИК 3, 4, 5, 6) 10 (ИК 1, 2) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Отклонение напряжения от номинального, % Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А |
±20 400 (ИК 1, 2) 600 (ИК 3, 4) 800 (ИК 5, 6) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Коэффициент мощности, cos ф |
от 1 до 120 от 0,5 до 1 |
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:
- трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, УСПД, счетчиков Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее |
от 0 до 30 ±5 120000 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ЗАО «ЛЕНТЕХГАЗ» приведены в таблице 3.
Таблица 3
№ ИК |
Значение cos j |
0,011ном<1<0,051ном |
0,051ном<1<0,21ном |
0,21ном<1<11ном |
11ном<1<1,21ном |
Активная энергия | |||||
1 - 6 |
1,0 |
±2,5 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
1 - 6 |
0,8 |
±3,3 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 |
1 - 6 |
0,5 |
±5,7 |
±3,5 |
±2,8 |
±2,8 |
Реактивная энергия | |||||
1 - 6 |
0,8 |
±5,7 |
±4,4 |
±3,9 |
±3,9 |
1 - 6 |
0,5 |
±4,2 |
±3,5 |
±3,4 |
±3,4 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
- счётчик типа Альфа A1805RAL-P4G-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
-
- трансформатор тока типа ТПЛ-10-М У2 - средняя наработка до отказа 4-106 часов, средний срок службы 30 лет;
-
- трансформатор тока типа ТОЛ-10-1-1 У2- средняя наработка до отказа 4-106 часов, средний срок службы 30 лет;
-
- трансформатор тока типа ТПОЛ-10 У3- средняя наработка до отказа 4-106 часов, средний срок службы 30 лет;
-
- трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-6 У3 - средняя наработка до отказа
-
4-106 часов;
-
- устройство сбора и передачи данных типа RTU 325L - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч, средний срок службы 30 лет.
Надежность системных решений:
-
- резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;
-
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
а) счетчиками электрической энергии:
-
- попыток несанкционированного доступа;
-
- связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
-
- коррекции текущих значений времени и даты;
-
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-
- перерывов питания;
-
- самодиагностики (с записью результатов);
б) УСПД:
-
- попыток несанкционированного доступа;
-
- связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;
-
- перезапуска УСПД;
-
- коррекции текущих значений времени и даты;
-
- перерывов питания;
-
- самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок;
- УСПД;
б) защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД;
- возможность использования цифровой подписи при передачи данных. Глубина хранения информации:
-
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания -30 лет;
-
- УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - не менее 5 лет;
-
- сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.