49289-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тавдинский фанерный комбинат"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО ┌Тавдинский фанерный комбинат√ (далее АИИС КУЭ ООО ┌Тавдинский фанерный комбинат√ ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалывремени отдельными технологическими объектами ООО ┌Тавдинский фанерный комбинат√; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Основные данные
Госреестр № 49289-12
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тавдинский фанерный комбинат"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки МП 49289-12
Межповерочный интервал 4 года
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование ГЦИ СИ ВНИИМС
Адрес 119361, г.Москва, Озерная ул., 46
Руководитель Кононогов Сергей Алексеевич
Телефон (8*095) 437-55-77
Факс 437-56-66
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 45791
Тип сертификата (На серию или на партию) Е
Дата протокола Приказ 160 от 19.03.12 п.20
Производитель / Заявитель

ЗАО "Энергопромышленная компания", г.Екатеринбург

 Россия 

620144, ул.Фрунзе, 96-В, тел. (343) 251-19-96, факс 251-19-85

Скачать

49289-12: Описание типа СИ
497.1 КБ Скачать

Применение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тавдинский фанерный комбинат» (далее АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Тавдинский фанерный комбинат»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Подробное описание

АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

-    периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» 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 ООО «Тавдинский фанерный комбинат»;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат»;

-    автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ООО «Тавдин-ский фанерный комбинат» (коррекция времени).

АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» включает в себя следующие

уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (10 точек измерений).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, устройство синхронизации системного времени YCCB-35HVS и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через основной или резервные каналы связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), состоящей из устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника. Время часов сервера синхронизировано с временем УСПД, погрешность синхронизации не более 1 с. Сличение времени часов счетчиков со временем часов УСПД происходит каждые 30 мин, корректировка времени часов счетчиков происходит при расхождении со временем часов УСПД ± 3 с, но не чаще чем 1 раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

ПО

В АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» используется ИВК «Альфа-ЦЕНТР», а именно ПО «АльфаЦЕНТР», регистрационный № 44595-10. ПО «Альф аТ ЦЕНТР» имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из основных компонентов, указанных в таблице 1. ИВК «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Уровень защиты программного обеспечения, используемого в АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат», от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).

Наименование

ПО

Идентиф икационное наименование ПО

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\AlphaCenter\exe) Amrserver.exe

3.29.0.0

E357189AEA0466

E98B0221DEE68D

1E12

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe

3.29.1.0

F0BC36EA92AC5

07A9B3E9B16882

35A03

Альфа Центр

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe

3.29.1.0

524EBBEFEE04F5

FD0DB5461CEED

6BEB2

MD5

Драйвер работы с БД Cdbora2.dll

3.29.0.0

0AD7E99FA26724

E65102E215750C6

55A

Библиотека сообщений планировщика опросов Alphamess.dll

B8C331ABB5E34

444170EEE9317D

635CD

Состав измерительного канала

Метрологические

характеристики

ИК

Наименование объекта и номер точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

ПС 35/6 кВ «ТФК», Обрезной (яч.№1)

ТОЛ-10

300/5 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,5S/1,0

2

ПС 35/6 кВ «ТФК», Фидерная - 1 (яч.№2)

Фаза А: ТПЛМ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Фаза С: ТОЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,5S/1,0

Ак

тивная,

реак

тивная

3

ПС 35/6 кВ «ТФК», Котельная - 1 (яч.№6)

ТПОЛ-10

600/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,5S/1,0

RTU 327

± 1,1

± 2,7

± 3,3 ± 5,7

4

ПС 35/6 кВ «ТФК», ДСП-1 (яч.№10)

ТВК-10

200/5 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,5S/1,0

5

ПС 35/6 кВ «ТФК», Насосная (яч.№12)

ТОЛ-10

200/5 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,5S/1,0

6

ПС 35/6 кВ «ТФК», Котельная - 2 (яч.№16)

ТПОЛ-10

600/5 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,5S/1,0

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

7

ПС 35/6 кВ «ТФК», Фидерная - 2 (яч.№18)

Фаза А: ТПЛ-10-М 100/5 Кл.т. 0,5 Фаза С: ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,5S/1,0

RTU

327

Ак

тивная,

реак

тивная

± 1,1

± 2,7

± 3,3 ± 5,7

8

ПС 35/6 кВ «ТФК», ДСП-2 (яч.№20)

ТВЛМ-10 200/5 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,5S/1,0

9

ТП-4 6/0,4 кВ

«Насосная», Ввод 6 кВ №2

ТОЛК-6-1

150/5 Кл.т. 0,5

НОЛП-6

6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,5S/1,0

10

ТП-4 6/0,4 кВ

«Насосная» Ввод 6 кВ №1

ТОЛК-6-1

150/5 Кл.т. 0,5

НОЛП-6

6000/100 Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.

0,5S/1,0

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2.    В качестве характеристик 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 окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия:

•    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном;

•    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 20 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; и сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,05 1ном cosj = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 0 до плюс 35 °С;

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по

ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии,;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ООО «Тавдинский фанерный комбинат» как его неотъемлемая часть.

8.    В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности ^в) не более 2ч.;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания сервера опроса и сервера баз данных с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по каналам сотовой связи через GSM/GPRS-модем или посредством ручного сбора данных.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчиках;

Мониторинг состояния АИИС КУЭ:

-    возможность съема информации со счетчика автономным и удаленным способами;

-    визуальный контроль информации на счетчике.

Организационные решения:

-    наличие эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, парамет-рировании:

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер опроса и сервер БД, АРМы, ПО.

Возможность коррекции времени в:

-    ИИК - электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК - сервер, АРМ (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    состояний средств измерений (функция автоматизирована);

-    результатов измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений: 30-ти минутные приращения (функция автоматизирована);

-    сбора: 1 раз в сутки (функция автоматизирована);

Возможность предоставления информации результатов измерений (функция автоматизирована):

-    заинтересованным организациям;

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик СЭТ.4.ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 60 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Утвержденный тип

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тавдинский фанерный комбинат».

Комплект

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тавдинский фанерный комбинат» определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тав-динский фанерный комбинат. Измерительные каналы. Методика поверки».

Информация о поверке

осуществляется по методике поверки МП 49289-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тавдинский фанерный комбинат». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 21 февраля 2012г.

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;

-    Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

-    УСПД RTU - 327 - по методике поверки «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327». Методика поверки» ДЯИМ.466215.007 МП.

Приемник сигналов точного времени МИР РЧ-01.

Методы измерений

Метод измерений приведен в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тавдин-ский фанерный комбинат» № ЭПК629/10-1.ФО.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тавдинский фанерный комбинат»

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 ГОСТ Р 52425-2005

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ 34.601-90

ГОСТ 22261-94

ГОСТ Р 8.596-2002

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации

- осуществление торговли и товарообменных операций.