Номер по Госреестру СИ: 63545-16
63545-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Целлюлозный завод "Питкяранта", вторая очередь
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Целлюлозный завод «Питкяранта», вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||
Идентификационное наименование ПО |
Amrser-ver.exe |
Amrc.exe |
Amеta. exe |
Cdbora2. dll |
Encrypt- dll.dll |
Alpha-mess.dll |
Номер версии (идентифи- |
15.06.01.01 | |||||
кационный номер) ПО | ||||||
24dc8053 |
32e41132 |
95f936d3 |
0ad7e99f |
0939ce0 |
b8c331ab | |
Цифровой идентификатор |
2f6d9391 |
1911bead |
f6e807bf |
a26724e 65102e2 |
5295fbcb bba400ee |
b5e3444 4170eee9 |
ПО |
dc47f5dd |
679c83c4 |
627aaede | |||
7aa5df37 |
a6df5847 |
2b7f87f6 |
15750c6 55a |
ae8d057 2c |
317d635 cd | |
Алгоритм вычисления | ||||||
цифрового идентификато- |
MD5 | |||||
ра ПО |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Целлюлозный завод «Питкяранта», вторая очередь типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Целлюлозный завод «Питкяранта», вторая очередь. Руководство пользователя» 17254302.384106.004.И3.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Целлюлозный завод «Питкяранта», вторая очередь
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 63545-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Целлюлозный завод «Питкяранта», вторая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в феврале 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
- счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
Перечень основных средств поверки:
-
- 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 минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго» (ООО «Альфа-Энерго») Юридический адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1 ИНН 7707798605
Тел.: (499) 917-03-54
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ») Юридический адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а
Тел./факс: (4712) 53-67-74; E-mail: kcsms@sovtest.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, 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) включает в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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 уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сервер при каждом сеансе связи сравнивает свое системное время с УССВ, коррекция часов сервера осуществляется при обнаружении расхождения на величину более ± 1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера производится при каждом опросе счётчиков. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с показаниями часов сервера на величину более ± 2 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
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 компонента |
Тип компонента |
№ Г осреестра |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
22192-07 |
2 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
831-53 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
2 |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ |
— |
1 |
Сервер |
HP ProLiant DL 120 |
— |
1 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Паспорт-формуляр |
17254302.384106.004.ФО |
— |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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 уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сервер при каждом сеансе связи сравнивает свое системное время с УССВ, коррекция часов сервера осуществляется при обнаружении расхождения на величину более ± 1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера производится при каждом опросе счётчиков. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с показаниями часов сервера на величину более ± 2 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||
Идентификационное наименование ПО |
Amrser-ver.exe |
Amrc.exe |
Amеta. exe |
Cdbora2. dll |
Encrypt- dll.dll |
Alpha-mess.dll |
Номер версии (идентифи- |
15.06.01.01 | |||||
кационный номер) ПО | ||||||
24dc8053 |
32e41132 |
95f936d3 |
0ad7e99f |
0939ce0 |
b8c331ab | |
Цифровой идентификатор |
2f6d9391 |
1911bead |
f6e807bf |
a26724e 65102e2 |
5295fbcb bba400ee |
b5e3444 4170eee9 |
ПО |
dc47f5dd |
679c83c4 |
627aaede | |||
7aa5df37 |
a6df5847 |
2b7f87f6 |
15750c6 55a |
ae8d057 2c |
317d635 cd | |
Алгоритм вычисления | ||||||
цифрового идентификато- |
MD5 | |||||
ра ПО |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Целлюлозный завод «Питкяранта», вторая очередь и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрол характ И |
огические ристики К* | ||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
Пределы допускаемой основной относи-тельной погрешности, % |
Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % | ||||
1 |
ПС-14 35/6 кВ, СБРУ-6 кВ, яч. 43 |
ТПЛ-10-M Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 4732 Зав. № 168 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1177 |
ПСЧ- 4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612102079 |
HP ProLi ant DL 120 Зав. № CZ112301 TS |
Активная Реак тивная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,4 ± 5,9 |
2 |
ПС-14 35/6 кВ, СБРУ-6 кВ, яч. 47 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 5029 Зав. № 5163 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1164 |
ПСЧ- 4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0601120386 |
Активная Реак тивная |
± 1,3 ± 2,5 |
± 3,4 ± 5,9 |
*Примечания:
-
1 В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала (соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.
-
2 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;
частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.
-
3 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uhi; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф (БШф) 0,5 - 1,0 (0,5 -0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон
силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности
cosф фиф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 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 15 до плюс 25 ° С ;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С ;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
-
4 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % 1ном cosj = 0,8 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 35 °С.
-
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, как указаны в таблице 2. Допускается замена сервера и УССВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
6 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- счётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 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 электронной почты и 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:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
- счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
-
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).