| Номер в госреестре | 71039-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснокамской бумажной фабрики - филиала акционерного общества "Гознак" |
| Изготовитель | Краснокамская бумажная фабрика - филиал АО "Гознак", г.С.-Петербург |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснокамской бумажной фабрики - филиала акционерного общества «Гознак» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН) , счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УССВ-2, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы..
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее-ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) типа HP Proliant DL380 Gen9 с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает при помощи технических средств приема-передачи данных на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации по проводным каналам связи.
На втором уровне выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), накопление, хранение и передача измерительной информации, по проводным линиям на верхний уровень системы
На верхнем третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ, в том числе АО «АТС», «СО ЕЭС» (Пермское РДУ) и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время УСПД синхронизируется с временем УССВ-2, сличение времени ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется каждые 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении времени сервера и УСПД более чем на ±1 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем УСПД осуществляется каждые 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении времени более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» (Версия не ниже 15.07.01). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки программного обеспечения
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модулей ПО | ac metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.01 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, е ме о К | Состав измерительного канала | Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | С О У | В О О У | Вид электро энергии | Основная погрешность, (±) % | Погрешность в рабочих условиях, (±) % | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | Гознак 1 6 кВ ТП 1 яч .34 | ТПОЛ-10 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5S Рег. №1261-02 | 3хЗН0Л.06-6 Ктн= 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-12 | RTU-325L-E2-M2-B2, Рег.№ 37288-08 | активная реактивная | 1,2 1,9 | 1,4 2,1 | |
| 2 | Гознак 2 6 кВ ТП 1 яч.25 | ТП0Л-10 Ктт= 600/5 Кл.т. 0,5S Рег.№ 1261-02 | 3хЗН0Л.06-6 Ктн= 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-12 | УССВ-2, Рег.№ 54074-13 | активная реактивная | 1,2 1,9 | 1,4 2,1 | |
| 3 | Гознак 3 6 кВ ТП 1 яч.7 | ТП0Л-10 Ктт= 600/5 Кл.т.0,5S Рег.№ 1261-02 | 3хЗН0Л.06-6 Ктн= 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-12 | активная реактивная | 1,2 1,9 | 1,4 2,1 | ||
| 4 | Гознак 4 6 кВ РТП яч.10 | 4МА72 Ктт= 1600/5 Кл.т. 0,5 S Рег.№ 44090-10 | 4MR12 Ктн= 6300/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 44088-10 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-12 | активная реактивная | 1,2 1,9 | 1,4 2,1 | ||
| 5 | Гознак 5 6 кВ РТП яч.6 | 4МА72 Ктт= 1600/5 Кл.т. 0,5 S Рег.№ 44090-10 | 4MR12 Ктн= 6300/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 44088-10 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-12 | активная реактивная | 1,2 1,9 | 1,4 2,1 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 6 | Гознак 6 | 4МА72 Ктт= 1600/5 | 4MR12 Ктн= 6300/100 | СЭТ-4ТМ.03М | RTU-325L-E2-M2-B2, Рег.№ 37288-08 | УССВ-2, Рег.№ 54074-13 | активная | 1,2 | 1,4 |
| 6 кВ РТП яч.14 | Кл.т. 0,5 S | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-12 | реактивная | 1,9 | 2,1 | |||
| Рег.№ 44090-10 | Рег.№ 44088-10 | ||||||||
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. | |||||||||
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. В Таблице 2 в графе «Основная погрешность и погрешность в рабочих условиях эксплуатации, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,8 (sin9=0,6); токе ТТ, равном 100 % от !ном, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 5 °С до 30 °С .
4. ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-12 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-12 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ-2 на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие - владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj(sinj) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 30 |
| - атмосферное давление, кПа | с 80 до 106,7 |
| - относительная влажность, не более ,% | 98 % |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована). Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснокамской бумажной фабрики-филиала акционерного общества «Гознак» типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | 4МА72 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТП0Л-10 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | 4MR12 | 9 шт. |
| Трансформатор напряжения | 3хЗН0Л.06-6 | 9 шт. |
| Счётчик электрической энергии много-функциональный | СЭТ-4 ТМ.03М | 6 шт |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325L-E2-M2-B2 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 шт. |
| Сервер БД | HP Proliant DL380 Gen9 | 1 шт. |
| Документация | ||
| Методика поверки | МП 26.51.43-01-7813252159-2018 | 1 экз. |
| Формуляр | ФО 26.51.43-01-7813252159-2018 | 1экз |
осуществляется по документу МП 26.51.43-01-7813252159-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснокамской бумажной фабрики - филиала акционерного общества «Гознак». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 08.02.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы 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»;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки». ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- УСПД RTU-325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325L и RTU-325. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (рег. № 27008-04);
- термогигрометр CENTER 314 (рег.№ 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (рег.№ 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (рег.№ 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», (рег.№ 33750-07).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
приведены в документе «Методика измерений электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснокамской бумажной фабрики - филиала акционерного общества «Гознак» МВИ 26.51.43-01-7813252159-2018, аттестованной в соответствии с требованиями Приказа Минпромторга РФ от 15.12.2015 г № 4091 ФБУ «Самарский ЦСМ». Свидетельство об аттестации № 315 /RA.RU. 311290/2015/2018 от 10.01.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснокамской бумажной фабрики-филиала акционерного общества «Г ознак»
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 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ГЕС 62053-23:2003, MOD)
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 23.11.2024 |
