Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ИЗОВОЛ АГРО"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66942-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ИЗОВОЛ АГРО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «ИЗОВОЛ АГРО», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66942-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ИЗОВОЛ АГРО" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 04-2016 |
Производитель / Заявитель
АО "Первая сбытовая компания", г.Белгород
Поверка
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 66942-17: Описание типа СИ | Скачать | 102 КБ | |
| 66942-17: Методика поверки | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ИЗОВОЛ АГРО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «ИЗОВОЛ АГРО», 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 двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает 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 (ИВК) обеспечивает синхронизацию шкалы времени ИВК, сбор информации (результаты измерений, журнал событий), обработку данных и их архивирование, хранение информации в базе данных, доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭМ.
ИВК включает в себя: сервер коммуникационных, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени (УССВ); автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Каналы связи между измерительно-информационными точками учета 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 счетчиках электроэнергии).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS-485 поступает через GSM модемы в ИВК, 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 в формате XML 51070 и 80020.
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 УССВ было не более ±1 с.
От ИВК синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по GSM связи. 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 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 Атгс.ехе |
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 |
КттКт нКсч= Красч. |
Наименование, измеряемой величины | |||||
|
№ ИК |
Наименование обекта учета, диспетчерское наименовние присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
|
1 |
ПС Витаминный комбинат 110/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, 1 сш, яч. №1.12, КЛ 6 кВ Изовол Агро-1 | |||||||
|
ТТ |
KTtt=0,2S Ктт= 800/5 № 59870-15 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
17098-15 |
9600 |
Ток первичный I | ||
|
В |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
17093-15 | ||||||
|
С |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
17096-15 | ||||||
|
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 №52621-12 |
А |
НАЛИ-СЭЩ-6-3 |
00210-15 |
Напряжение первичное U | |||
|
В |
НАЛИ-СЭЩ-6-3 |
00210-15 | ||||||
|
С |
НАЛИ-СЭЩ-6-3 |
00210-15 | ||||||
|
Счетчик |
КТсч=0,58/1,0 Ксч=1 №31857-06 |
А 1805RAL-P4GB- DW-4 |
01196022 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
|
2 |
ПС Витаминный комбинат 110/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, 3 сш, яч. №3.11, КЛ 6 кВ Изовол Агро-2 | |||||||
|
ТТ |
KTtt=0,2S Ктт=800/5 № 59870-15 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
17251-15 |
9600 |
Ток первичный I | ||
|
В |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
17250-15 | ||||||
|
С |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
17256-15 | ||||||
|
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 №52621-12 |
А |
НАЛИ-СЭЩ-6-3 |
00494-15 |
Напряжение первичное U | |||
|
В |
НАЛИ-СЭЩ-6-3 |
00494-15 | ||||||
|
С |
НАЛИ-СЭЩ-6-3 |
00494-15 | ||||||
|
Счетчик |
KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 31857-06 |
А 1805RAL-P4GB-DW-4 |
01233188 |
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.
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ и ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как 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 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
5wp,% | |||||||
|
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф |
для диапазона 1 (5) %<I/In<20% W P5 %< W P<W P20 % |
для диапазона 20%<I/In<100% W P20 % <W P<W P100 % |
для диапазона 100%< I/In<120% Wp100 % <W p< W P120 % |
|
1-2 |
0,2s |
0,5 |
0,5s |
1,0 |
±0,89 |
±0,86 |
±0,84 |
|
0,8 |
±1,31 |
±1,28 |
±1,26 | ||||
|
0,5 |
±1,74 |
±1,67 |
±1,61 | ||||
|
8Wq,% | |||||||
|
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф |
для диапазона 1 (5)%<I/In<20% W Q5 % <W Q<W Q20 % |
для диапазона 20%<I/In<100% Wq 20 % <W Q<W Q 100 % |
для диапазона 100%< I/In<120% Wq 100 %<Wq< Wq120 % |
|
1-2 |
0,2s |
0,5 |
1 |
0,8 |
±1,67 |
±0,89 |
±0,89 |
|
0,5 |
±1,31 |
±0,86 |
±0,86 | ||||
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 по
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД.
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
|
Наименование параметров, влияющих величин |
Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | ||
|
Счетчики |
ТТ |
ТН | |
|
Сила переменного тока, А |
отI2миндо12макс |
от11миндо 1,2 11ном |
- |
|
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8 U2ном до 1,15 U2ном |
- |
от 0,9 U1 ном до 1,1 U1ном |
|
Коэффициент мощности (cos ф) |
0,5инд; 1,0; 0,8^ |
0,8инд; 1,0 |
0,8инд;1,0 |
|
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 |
|
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более |
0,5 |
- |
- |
|
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при СО8ф2=0,8 инд) |
- |
от 0,25 S2номдо 1,0 S2ном |
- |
|
Мощность нагрузки ТН (при ССЮф2=0,8 инд) |
- |
- |
от 0,25 S2ном до 1,0 S2ном |
Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ
|
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: Трансформаторы тока |
400 000 |
|
Трансформаторы напряжения |
400 000 |
|
Счетчик электроэнергии |
120 000 |
|
ИБП APC Smart-URS 2200 VA |
35000 |
|
Модем GSM и коммуникационное оборудование |
50000 |
|
Сервер |
50000 |
|
Срок службы, лет: Трансформаторы тока |
30 |
|
Трансформаторы напряжения |
30 |
|
Счетчики электроэнергии |
30 |
|
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 (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
К омплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
- формуляр-паспорт ПСК.2016.04.АСКУЭ.31-ПФ;
- технорабочий проект ПСК.2016.04.АСКУЭ.31 -ТРП;
- руководства по эксплуатации на счётчики: ДЯИМ.411152.018 РЭ;
- паспорта на счётчики: ДЯИМ.411152.018 ПС;
- методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП 66942-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ИЗОВОЛ АГРО». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 9 декабря 2016 г.
Таблица 6 - Основные средства поверки, применяемые при поверке АИИС КУЭ
|
Наименование эталонов, вспомогательных СИ |
Тип |
Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) | |
|
Термометр |
ТП 22 |
ЦД 1 °С в диапазоне от -30 до +50 °С | |
|
Барометр-анероид |
БАММ 1 |
Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность +5 % | |
|
Психрометр |
М-4М |
КТ 2,0 | |
|
Вольтамперфазометр |
ПАРМА ВАФ-Т |
КТ 0,5 Напряжение от 0 до 460 В Ток от 0 до 6 А Частота от 45 до 65 Гц Фазовый угол от -180 до +180 ° | |
|
Прибор сравнения |
КНТ-03 |
1,999 ВА; 19,99 ВА; 199,9 ВА |
ПГ ±0,003 В^А ПГ ±0,03 В^А ПГ ±0,3 В^А |
|
Радиочасы |
МИР РЧ-01 |
ПГ +1 мкс | |
|
Секундомер |
СОСпр-1 |
от 0 до 30 мин, ЦД 0,1 с | |
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа А1800 в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 РЭ.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
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»
Смотрите также
