Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Первая сбытовая компания" для энергоснабжения ОАО "Стройматериалы"
Номер в ГРСИ РФ: | 42985-09 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Энергобаланс-Центр" Филиал в Белгородской области, г.Белгород |
42985-09: Описание типа СИ | Скачать | 579.9 КБ |
Для эффективного автоматизированного коммерческого учета электроэнергии (мощности) в ОАО "Стройматериалы", а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО "АТС", "СО-ЦДУ"ЕЭС" и др.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 42985-09 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Первая сбытовая компания" для энергоснабжения ОАО "Стройматериалы" |
Технические условия на выпуск | проект.документация ООО |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2009 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ Воронежского ЦСМ |
Адрес центра | 394018, г.Воронеж, ул.Станкевича, 2 |
Руководитель центра | Гуров Павел Алексеевич |
Телефон | (8*073*2) 55-06-12 |
Факс | 52-01-35 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 38163 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 13д от 24.12.09 п.13 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергобаланс-Центр" Филиал в Белгородской области, г.Белгород
Россия
308001, 1-й Первомайский пер., д.1-А Тел/факс 8(4722)24-55-59, факс 245575
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП Воронежского ЦСМ |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
42985-09: Описание типа СИ | Скачать | 579.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям АО «Стройматериалы», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящая из пяти измерительных каналов.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи тока и напряжения, многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 для измерения активной и реактивной энергии;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер), автоматизированное рабочее месте, каналообразующую аппаратура, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Каналы связи между измерительно-информационными точками учета, ИВКЭ и ИВК образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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 (умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере ИВК АИИС КУЭ).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков 1, 2 и 3 измерительных каналов по интерфейсу RS-485 поступает через GSM-модемы в УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков 4 и 5 измерительных каналов по интерфейсу RS-485 по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных.
ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям через Internet (основной канал связи) и GSM-модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов 51070 и 80020 в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая проводит синхронизацию часов от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
УСПД, с периодом в 30 мин, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.
От УСПД синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по проводным линиям связи и GSM-модемам, а так же часы ИВК 1 раз в сутки при сборе информации по GSM связи. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем на ±1 с, производится коррекция часов счетчиков и ИВК.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Программное обеспечение
Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» установлено на сервере.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.07.03 |
Цифровой идентификатор ПО: | |
Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe |
434b3cd629aabee2c888321c997356b2 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe |
fc 1 ec6f4a4af313 a00efb3af4b5e8602 |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe |
0c5fc70674f0d1608352431e9dd3c85d |
Драйвер работы с БД Cdbora2.dll |
234b8084f22314cc2c22841cf6e42f40 |
Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll |
b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
ПО ИК АИИС КУЭ, не влияет на метрологические характеристики указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологические характеристики с указанием наименования присоединений.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт Ктн^ Ксч= Красч. |
Наименование, измеряемой величины | |||||
№ ИК |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
1 |
ПС "Донец" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 3 СШ, яч. 16, КЛ 6 кВ БКСМ |
УСПД № 37288-08 |
RTU-325 |
004875 |
9600 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт=800/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ СЭЩ-10 |
10182 |
Ток первичный, I | |||
В |
ТОЛ СЭЩ-10 |
10386 | ||||||
С |
ТОЛ СЭЩ-10 |
10392 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10 УХЛ2 |
973 |
Напряжение первичное, U | |||
Счетчик |
КТсч=0,58/1,0 Ксч =1 №36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0605110180 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
2 |
ПС "Донец" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 1 СШ, яч. 5, КЛ 6 кВ БКСМ-резерв |
УСПД № 37288-08 |
RTU-325 |
004875 |
9600 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
КТтт = 0,5 Ктт = 800/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ СЭЩ-10 |
10404 |
Ток первичный, I | |||
В |
ТОЛ СЭЩ-10 |
10406 | ||||||
С |
ТОЛ СЭЩ-10 |
10246 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10 УХЛ2 |
926 |
Напряжение первичное, U | |||
Счетчик |
КТсч=0,58/1,0 Ксч =1 №36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0603090065 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
3 |
ЩС 0,4кВ ГСК №70 |
УСПД № 37288-08 |
RTU-325 |
004875 |
1 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
к о и |
KTc4=0,5S/1,0 Ксч =1 № 30784-05 |
ПСЧ-3ТМ.05 |
0512080340 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
4 |
ПС "Белгород" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 1 СШ, яч. 122, КЛ 6 кВ КСМ-2 |
УСПД № 37288-08 |
RTU-325 |
004875 |
3600 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
КТтт = 0,5 Ктт = 300/5 № 7069-02 |
А |
ТОЛ-10 |
39992 |
Ток первичный, I | |||
В |
- |
- | ||||||
С |
ТОЛ-10 |
3736 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 17158-98 |
А |
НОМ-6-77 |
4956 |
Напряжение первичное, U | |||
В |
НОМ-6-77 |
41553 | ||||||
С |
НОМ-6-77 |
4961 | ||||||
W К (Т о (Т и |
КТсч=0,58/1,0 Ксч =1 №36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0607080023 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
5 |
ПС "Белгород" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 3 СШ, яч. 313, КЛ 6 кВ КСМ-1 |
УСПД № 37288-08 |
RTU-325 |
004875 |
9600 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
ТТ |
КТтт = 0,5 Ктт = 800/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10- I-8 |
7457 |
Ток первичный, I | |||
В |
ТОЛ-10- I-8 |
7452 | ||||||
С |
ТОЛ-10- I-8 |
7456 | ||||||
ТН |
КТтн = 0,5 Ктн=6000/100 № 38394-08 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ-6-4 |
00187-11 |
Напряжение первичное, U | |||
W К (Т о (Т и |
КТсч=0,58/1,0 Ксч =1 №36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0612097450 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
Примечания:
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной/ реактивной (5WP Z5Wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
5wp,% | |||||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф |
для диапазона 1 (5)%<IZIn<20% W P5 %< W P<W P20 % |
для диапазона 20%<IZIn<100% Wp20 % <Wp<Wp100 % |
для диапазона 100%< I/In<120% Wp100 % <Wp< Wp120 % | ||
1, 2, 4, 5 |
0,5 |
0,5 |
0,5s |
1,0 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 | ||
0,8 |
±3,3 |
±2,3 |
±2,0 | ||||||
0,5 |
±5,8 |
±3,6 |
±3,0 | ||||||
3 |
- |
- |
0,5s |
1,0 |
±1,3 |
±1,3 |
±1,3 | ||
0,8 |
±1,6 |
±1,6 |
±1,6 | ||||||
0,5 |
±2,1 |
±2,1 |
±2,1 | ||||||
5wq,% | |||||||||
№ ИК |
КТТТ |
КТтн |
КТСЧ |
Значение cos ф |
для диапазона 1 (5)%<IZIn<20% W Q5 % <W q<W Q20 % |
для диапазона 20%<IZIn<100% W Q20 % <W q<W q 100 % |
для диапазона 100%< I/In<120% Wq100 % <Wq< Wq120% | ||
1, 2 4, 5 |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
0,8 |
±5,7 |
±3,4 |
±2,9 | ||
0,5 |
±4,1 |
±2,7 |
±2,5 | ||||||
3 |
- |
- |
1,0 |
0,8 |
±3,7 |
±2,4 |
±2,3 | ||
0,5 |
±3,2 |
±2,3 |
±2,3 |
IZIn - значение первичного тока в сети в процентах от номинального; WP1(5) %(WQ1(5)) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении IZIn равном от 1(5) до 120 %.
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;
- счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012 и ЭД;
- УСПД RTU-325 по ДЯИМ.466215.001РЭ.
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
Наименование параметров, влияющих величин |
Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | |||
Счетчики |
ТТ |
ТН |
УСПД | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Сила переменного тока, А |
отI2миндо12макс |
от 11миндо 1,2 11ном |
- |
- |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8 U2номдо 1,15 U2ном |
- |
от 0,9 U1 ном до 1,1 U1ном |
от 85 до 264 |
Коэффициент мощности (cos ф) |
от 0,5инд до 0,8емк |
от 0,5инд до 0,8емк |
от 0,5инд до 0,8емк |
- |
Частота, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
- |
Температура окружающего воздуха по ЭД, °С |
от -40 до +60 |
от -40 до +55 |
от -50 до +45 |
от 0 до +70 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более |
0,5 |
- |
- |
- |
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COS92=0,8 инд) |
- |
от 0,25 S2номДО 1,0 S2ном |
- |
- |
Мощность вторичной нагрузки ТН (при COS92 =0,8 инд) |
- |
- |
от 0,25 S2ном до 1,0 S2ном |
- |
Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
Трансформаторы тока |
400 000 |
Трансформаторы напряжения |
400 000 |
Счетчик электроэнергии |
140 000 |
УСПД RTU-325 |
100000 |
ИБП APC Smart-URS 2200 VA |
35000 |
Модем GSM и коммуникационное оборудование |
50000 |
Устройство синхронизации системного времени | |
УССВ-35HVS |
44000 |
Сервер |
50000 |
Срок службы, лет: | |
Трансформаторы тока |
30 |
Трансформаторы напряжения |
30 |
Счетчики электроэнергии |
30 |
УСПД RTU-325 |
30 |
Устройство синхронизации системного времени | |
УССВ-35HVS |
10 |
Коммуникационное и модемное оборудование |
10 |
Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе, не более, 4 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ;
- удалённый доступ;
- возможность съёма информации со счётчика автономным способом;
- визуальный контроль информации на счётчике.
Регистрация событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике, УСПД, сервере;
- защищенность применяемых компонентов.
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- УСПД;
- сервера.
Защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД, не менее, 45 сут., на сервере, не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
трансформатор тока |
ТОЛ СЭЩ-10 (рег. номер 32139-06) |
6 шт. |
трансформатор тока |
ТОЛ-10 (рег. номер 7069-02) |
2 шт. |
трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-8 (рег. номер 15128-07) |
3 шт. |
трансформатор напряжения |
НАМИ-10 УХЛ2 (рег. номер 20186-05) |
2 шт. |
трансформатор напряжения |
НОМ-6-77 (рег. номер 17158-98) |
3 шт. |
трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ-6-4 (рег. номер 38394-08) |
1 шт. |
счетчик электроэнергии |
ПСЧ-4ТМ.05М (рег. номер 36355-07) |
4 шт. |
счетчик электроэнергии |
ПСЧ-3ТМ.05 (рег. номер 30784-05) |
1 шт. |
паспорт-формуляр |
ЭБЦ.425210.013.ФП |
1 экз. |
технорабочий проект |
ЭБЦ.425210.013 |
1 экз. |
руководства по эксплуатации на счётчики ПСЧ-4ТМ.05М |
ИЛГШ.411152.146 РЭ |
1 экз. |
руководства по эксплуатации на счётчики ПСЧ-3ТМ.05 |
ИЛГШ.411152.138 РЭ |
1 экз. |
паспорта на счётчики ПСЧ-4ТМ.05М |
ИГЛШ.411152.146 ФО |
4 экз. |
паспорта на счётчики ПСЧ-3ТМ.05 |
ИЛГШ.411152.137 ФО |
1 экз. |
руководство по эксплуатации на устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 |
ДИЯМ.466215.001 РЭ |
1 экз. |
паспорт-формуляр RTU-325 |
ДИЯМ.466215.001 ФО |
1 экз. |
методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 42985-09 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы». Методика поверки» с изменением №1, утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 26 июня 2017 г.
Основные средства поверки:
- прибор сравнения КНТ-03 (рег. № 24719-03);
- радиочасы МИР РЧ-01 (рег. № 27008-04);
- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Ресурс-иР2-ПТ (рег. № 29470-05);
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.146РЭ;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-3ТМ.05 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.138 РЭ;
- средства поверки УСПД RTU-325 по методике поверки ДЯИМ.466453.005 МП.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ в виде оттиска поверительного клейма.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика выполнения измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы»». Свидетельство об аттестации методики измерений № 12/1908-2009 от 14.08.2009 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».