Номер в госреестре | 50191-12 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ОАО "Машиностроительный завод "Арсенал" |
Изготовитель | ООО "ИЦ "Энергия", г.Иваново |
Год регистрации | 2012 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
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.
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 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 с.
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.
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 | Amrc.exe | 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 |
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 | Наимено вание присое динения | 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/V3/100/V 3к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 | ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 16666-07 | активная реактив ная | ±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/V3/100/V 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 | ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра16666-07 | активная реактив ная | ±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 | ТП0Л-10; 600/5; к. т. 0 , 5S; № Госреестра 1261-08 | НАМИТ- 10-2; 6000/V3/100/V 3к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 | ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра 16666-07 | активная реактив ная | ±0,9 ±1,6 | ±2,2 ±3,5 |
4 | РП 2104, РУ 6 кВ, I сек.ш. секционный выключатель | ТП0Л-10; 300/5; к.т. 0,5S; № Госреестра 1261-08 | НАМИТ- 10-2; 6000/V3/100/V 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 | ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра16666-07 | активная реактив ная | ±0,9 ±1,6 | ±2,2 ±3,5 |
5 | РП 2180, РУ-6 кВ, I сек.ш., яч. №1 | ТП0Л-10; 1 000/5; к . т. 0 , 5 S ; № Госреестра 1261-08 | НАМИТ- 10-2; 6000/V3/100/V 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 | ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 16666-07 | активная реактив ная | ±0,9 ±1,6 | ±2,2 ±3,5 |
6 | РП 2180, РУ-6 кВ, II сек.ш., яч. 22 | ТП0Л-10; 1 000/5; к . т. 0 , 5 S; № Госреестра 1261-08 | НАМИТ- 10-2; 6000/V3/100/V 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 | ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра16666-07 | активная реактив ная | ±0,9 ±1,6 | ±2,2 ±3,5 |
7 | РП 2103, РУ-6 кВ, I сек.ш., яч. 3а | ТП0Л-10; 300/5; к.т. 0,5S; № Госреестра 1261-08 | НАМИТ-10-2; 6000/V3/100/V 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 | ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреест-ра 16666-07 | активная реактив ная | ±0,9 ±1,6 | ±2,2 ±3,5 |
8 | РП 2103, РУ-6 кВ, I сек.ш., яч. 3а | ТП0Л-10; 300/5; к.т. 0,5S; № Госреестра 1261-08 | НАМИТ-10-2; 6000/V3/100/V 3 к.т. 0,5; № Госреестра 16687-07 | ЕвроАльфа к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 16666-07 | активная реактив ная | ±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, cosj = 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 < cosj < 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.
Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.
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 | ||
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 |
осуществляется 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.
Метод измерений описан в методике измерений ИЦЭ 1227РД-12.01.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;
Осуществление торговли и товарообменных операций.