Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Прохоровский комбикормовый завод"
Номер в ГРСИ РФ: | 57618-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
57618-14: Описание типа СИ | Скачать | 115.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровский комбикормовый завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Прохоровский комбикормовый завод», 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. (далее - внешние пользователи).
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 57618-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Прохоровский комбикормовый завод" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 936 п. 10 от 10.06.2014 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 57618-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
57618-14: Описание типа СИ | Скачать | 115.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровский комбикормовый завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Прохоровский комбикормовый завод», 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. (далее - внешние пользователи).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии 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 в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция часов).
Метод измерения электроэнергии (мощности). 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 счётчиках).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 поступает через GSM модемы на вход сервера баз данных, 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 состоит из 2-х уровней
1-ый уровень - десять измерительно-информационных точек учета:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТШЛ-0,66, ТТИ-125, ТТЭ-100 класса точности 0,5;
- вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
- многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 для измерения активной и реактивной энергии типа A18O5RL-P4G-DW-4 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 и
ГОСТ Р 52425-2005;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:
- коммуникационное и модемное оборудование для обмена данными со счетчиками (линии связи с использованием терминалов сотовой связи GSM-модемы IRZ МС52р 485GI);
- устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-2;
- компьютер в серверном исполнении (сервер опроса и базу данных Oracle);
- технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;
- автоматизированное рабочее место (АРМ);
- цепи и устройства питания сервера (UPS).
Измерительно-информационные точки учета, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
ИВК, с периодом в 30 мин., выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УСВ было не более ± 1 с.
От ИВК синхронизируются внутренние часы счетчиков 8 раз в сутки при опросе по GSM связи каждые 3 часа. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем на ± 1 с, производится коррекция часов счетчиков.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Программное обеспечение
Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» установлено на сервере.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe |
12.07.01 |
e6231ebbb9932e28644dddb424942f6a |
MD5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Атгс.ехе |
6483168dfbf01a78961e91a4O7e9354b | ||
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe |
ab49df259b945819f6486c84ebb2b588 | ||
Драйвер работы с БД Cdbora2.dll |
63a918ec9c3f63c5204562fc06522f13 | ||
Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c | ||
Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll |
b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.
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/Ксч |
Наименование, измеряемой величины | |||||
№ ИК, код НП АТС |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
1 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №18, КТП-10/0,4 кВ №1801, РУ -0,4кВ, 1с.ш., яч. 5 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
1320 |
1000 |
Ток первичный I |
В |
ТШЛ-0,66 |
1318 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
1351 | ||||||
Счетчик |
Кл=0,5Б Ксч=1 31857-11 |
A1805RL-P4G- DW-4 |
012200531 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
2 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №19, КТП-10/0,4 кВ №1801, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 8 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
916 |
1000 |
Ток первичный I |
В |
ТШЛ-0,66 |
457 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
1403 | ||||||
Счетчик |
Кл=0,5Б Ксч=1 31857-11 |
A1805RL-P4G- DW-4 |
01220530 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
3 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №18/1, КТП-10/0,4 кВ №1802, РУ -0,4кВ, 1 с.ш., яч. 5 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 3000/5 28139-07 |
А |
ТТИ-125 |
R 8352 |
600 |
Ток первичный I |
В |
ТТИ-125 |
R 8399 | ||||||
С |
ТТИ-125 |
R 8350 | ||||||
Счетчик |
Кл=0,5Б Ксч=1 31857-11 |
A1805RL-P4G- DW-4 |
01220434 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
4 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №19/1, КТП-10/0,4 кВ №1802, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 1 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 3000/5 28139-07 |
А |
ТТИ-125 |
R 8314 |
600 |
Ток первичный I |
В |
ТТИ-125 |
R 8317 | ||||||
С |
ТТИ-125 |
R 8393 | ||||||
Счетчик |
Кл=0,5Б Ксч=1 31857-11 |
A1805RL-P4G- DW-4 |
01220433 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
5 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №16, КТП-10/0,4 кВ №1601, РУ -0,4кВ, 1 с.ш., яч. 2 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 3000/5 32501-08 |
А |
ТТЭ-100 |
1570080415 |
600 |
Ток первичный I |
В |
ТТЭ-100 |
1570080417 | ||||||
С |
ТТЭ-100 |
1570080864 45 | ||||||
Счетчик |
Кл=0,5Б Ксч=1 31857-11 |
A1805RL-P4G- DW-4 |
01261197 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
6 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №17, КТП-10/0,4 кВ №1601, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 6 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 3000/5 32501-08 |
А |
ТТЭ-100 |
1510086450 |
600 |
Ток первичный I |
В |
ТТЭ-100 |
1510080451 | ||||||
С |
ТТЭ-100 |
1510080445 | ||||||
Счетчик |
Кл=0,5Б Ксч=1 31857-11 |
A1805RL-P4G- DW-4 |
01261198 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
7 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №16/1, КТП-10/0,4 кВ №1602, РУ -0,4кВ, 1 с.ш., яч. 4 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 3000/5 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
858 |
600 |
Ток первичный I |
В |
ТШЛ-0,66 |
1345 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
751 | ||||||
Счетчик |
K4=0,5S Ксч=1 31857-11 |
A1805RL-P4G- DW-4 |
01220533 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
8 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №17/1, КТП-10/0,4 кВ №1602, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 7 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 3000/5 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
1382 |
600 |
Ток первичный I |
В |
ТШЛ-0,66 |
1380 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
1351 | ||||||
Счетчик |
K4=0,5S Ксч=1 31857-11 |
A1805RL-P4G- DW-4 |
01220532 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
9 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №16/2, КТП-10/0,4 кВ №1603, РУ -0,4кВ, 1 с.ш., яч. 5 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
625 |
1000 |
Ток первичный I |
В |
ТШЛ-0,66 |
623 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
621 | ||||||
Счетчик |
K4=0,5S Ксч=1 31857-11 |
A1805RL-P4G- DW-4 |
01226366 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
10 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №17/2, КТП-10/0,4 кВ №1603, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 7 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
622 |
1000 |
Ток первичный I |
В |
ТШЛ-0,66 |
616 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
637 | ||||||
Счетчик |
K4=0,5S Ксч=1 31857-11 |
A1805RL-P4G- DW-4 |
01226365 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Примечание - Допускается замена счетчиков и ТТ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. 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 ИК (активная, реактивная (5W Z5Wq) электроэнергия (мощность)) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95______________________________________________
8wp,% | |||||||
№ ИК |
КТТТ |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф |
для диапазона 1(5) %<I/IHom<20 % WP 1(5) %< WP<WP20 % |
для диапазона 20 %<I/Ihom<100 % WP20 % <WP<WP100 % |
для диапазона 100%< I/Ihom<120% WP100 % <WP< WP120 % |
1 - 10 |
0,5 |
- |
0,5s |
1,0 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,2 |
0,8 |
±3,0 |
±1,9 |
±1,5 | ||||
0,5 |
±5,5 |
±3,1 |
±2,4 |
8wq’% | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф (sin ф) |
для диапазона 1(5) %<1/1ном<20 % WQ1(5) %< WQ<WQ 20 % |
для диапазона 20 %<1/1ном<100 % WQ20 %<W Q<W Q100 % |
для диапазона 100%< 1/1ном<120% WQ100 % <WQ< WQ120 % |
1 - 10 |
0,5 |
- |
1 |
0,8 |
±5,2 |
±2,9 |
±2,3 |
0,5 |
±3,5 |
±2,2 |
±2,0 |
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального
WP1(5) %(WQ1(5)) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In 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;
- счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД;
- УСВ-2 по ВЛСТ 237.00.000 РЭ.
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
Наименование параметров, влияющих величин |
Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | |
Счетчики |
тт | |
Сила переменного тока, А |
от I2мин до I2макс |
от 11мин до 1,2 11ном |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8 U2ном до 1,15 U2ном |
_ |
Коэффициент мощности (cos ф) |
0-5....; 1,0; 0,8емк |
0,8инд; 1,0 |
Частота, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
Температура окружающего воздуха, °С -По ЭД |
от минус 40 до плюс 55 |
от минус 40 до плюс 55 |
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл |
Не более 0,5 |
_ |
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при СО8ф2=0,8 ....) |
_ |
от 0,25S2ном до 1,0S2ном |
Мощность нагрузки ТН (при СО8ф2=0,8 ....) |
_ |
_ |
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ:
Компоненты АИИС КУЭ: |
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
Трансформаторы тока ТТИ-125 Трансформаторы тока ТТЭ-100 Трансформаторы тока ТШЛ-0,66 Счетчик электроэнергии ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA Модем GSM IRZ MC52i-485GI и коммуникационное оборудование Устройство синхронизации времени УСВ-2 Сервер |
30000 30000 400000 120000 35000 50000 35000 50000 |
Срок службы, лет:
Трансформаторы тока;
Счетчики электроэнергии;
Устройство синхронизации времени УСВ-2
Коммуникационное и модемное оборудование
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 (сервере).
- Защищенность применяемых компонентов
- Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- сервера.
- Защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
- формуляр-паспорт ПСК.2014.02. АСКУЭ .31-ПФ
- технорабочий проект ПСК .2014.02. АСКУЭ .31-ТРП
- руководство по эксплуатации на счётчики;
- паспорта на счётчики;
- формуляр УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000.ФО;
- методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП 57618-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровский комбикормовый завод». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» 14 марта 2014 г.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ
Наименование эталонов, вспомогательных СИ |
Тип |
Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) | |
1 |
2 |
3 | |
1.Термометр |
ТП 22 |
Цена деления 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С | |
2. Барометр-анероид |
БАММ 1 |
Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность ± 5 % | |
3. Психрометр |
М-4М |
Класс точности 2,0 | |
4.Вольтамперфазометр |
ПАРМА ВАФ-Т |
Класс точности 0,5 Напряжение от 0 до 460 В Ток от 0 до 6 А Частота от 45 до 65 Гц Фазовый угол от минус 180 до 180 град. | |
5. Прибор сравнения |
КНТ-03 |
1,999 В-А; 19,99 В-А; 199,9 В-А |
ПГ ±0,003 В-А ПГ ±0,03 В-А ПГ ±0,3 В-А |
6. Радиочасы |
МИР РЧ-01 |
Погрешность ± 1 мкс | |
7. Секундомер |
СОСпр-1 |
От 0 до 30 мин., цена деления 0,1 с |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ.
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа A1805RL-P4G-DW-4 в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений регламентирована в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровский комбикормовый завод». Свидетельство об аттестации № 53/12-01.00272-2014 от 14.03.2014 г.
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии ООО «Прохоровский комбикормовый завод»
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.