Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "БКХП"
Номер в ГРСИ РФ: | 67735-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «БКХП» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям АО «БКХП», 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 | 67735-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "БКХП" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 03-2016 |
Производитель / Заявитель
АО "Первая сбытовая компания", г.Белгород
Поверка
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
67735-17: Описание типа СИ | Скачать | 108.2 КБ | |
67735-17: Методика поверки | Скачать | 9.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «БКХП» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям АО «БКХП», 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, состоящая из двух измерительных каналов.
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 сервере ИВК АИИС КУЭ).
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 |
Ктт Ктн^ Ксч= 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 |
ВРУ 6 кВ №1, 1сек 6 кВ, яч.1, КЛ БКХП-1 | |||||||
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт= 600/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-10 |
6707 |
7200 |
Ток первичный I | ||
В |
- |
- | ||||||
С |
ТПОЛ-10 |
6700 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66У3 |
ТП88 |
Напряжение первичное U | |||
В |
НТМИ-6-66У3 |
ТП88 | ||||||
С |
НТМИ-6-66У3 |
ТП88 | ||||||
Счетчик |
КТсч=0,58/1,0 Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
609110388 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
2 |
ВРУ 6 кВ №2, 1 сек 6кВ, яч.2, КЛ БКХП-2 | |||||||
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт=600/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-10 |
21136 |
7200 |
Ток первичный I | ||
В |
- |
- | ||||||
С |
ТПОЛ-10 |
20295 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66У3 |
00088 |
Напряжение первичное U | |||
В |
НТМИ-6-66У3 |
00088 | ||||||
С |
НТМИ-6-66У3 |
00088 | ||||||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
605110159 |
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 и ТН 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 |
0,5 |
0,5 |
0,5s |
1,0 |
±1,68 |
±1,06 |
±0,9 |
0,8 |
±2,16 |
±1,30 |
±1,07 | ||||
0,5 |
±2,64 |
±1,54 |
±1,24 | ||||
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 |
0,5 |
0,5 |
1 |
0,8 |
±2,51 |
±1,43 |
±1,12 |
0,5 |
±1,03 |
±0,97 |
±0,86 |
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.
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
Наименование параметров, влияющих величин |
Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | ||
Счетчики |
ТТ |
ТН | |
1 |
2 |
3 |
4 |
Сила переменного тока, А |
отI2миндоI2макс |
от11миндо 1,2 11ном |
- |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8 U2номдо 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 |
- |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
4 |
Мощность вторичной нагрузки ТН (при cos<£2 =0,8 инд) |
- |
- |
от 0,25 52ном до 1,0 52ном |
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 |
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 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 |
ТПОЛ-10 (рег. номер 1261-08) |
4 шт. |
трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66У3 (рег. номер 2611-70) |
2 шт. |
счетчик электроэнергии |
ПСЧ-4ТМ.05М (рег. номер 36355-07) |
2 шт. |
паспорт-формуляр |
ПСК.2016.03.АСКУЭ.31-ПФ |
1 экз. |
технорабочий проект |
ПСК.2016.03.АСКУЭ.31-ТРП |
1 экз. |
руководства по эксплуатации на счётчики |
ИЛГШ.411152.146 РЭ |
1 экз. |
паспорта на счётчики |
411152.146 ФО |
2 экз. |
методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 67735-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АО «БКХП». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 30 марта 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-ЦБ2-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;
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 измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «БКХП»». Свидетельство об аттестации методики измерений № 67/12-01.00272-2017 от 30.03.2017 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