67735-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "БКХП" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "БКХП"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 67735-17
Производитель / заявитель: ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород
Скачать
67735-17: Описание типа СИ Скачать 108.2 КБ
67735-17: Методика поверки Скачать 9.2 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "БКХП" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

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

Смотрите также

Станции геолого-технологического контроля и оптимизации бурения ГЕОКОНТРОЛЬ (далее - станции ГТИ) предназначены для измерения силы постоянного тока и напряжения постоянного (импульсного) тока для дальнейшего комплексного исследования (при подключении...
Анализаторы давления насыщенных паров RVP4500SE, RVP4501SE, RVP4503SE, RVP4510SE, RVP4540SE и RVP4550SE (далее - анализаторы) предназначены для измерений давления насыщенных паров бензина, бензиновых смесей, сырой нефти, сжиженных газов и нефтепродук...
Default ALL-Pribors Device Photo
Преобразователи давления измерительные HDA 4744-A-250-000 (далее - преобразователи) предназначены для непрерывных измерений и преобразований значений избыточного давления жидкостей в аналоговый выходной сигнал постоянного тока в составе газовой турби...
67739-17
HN60-01-A100/400/G 1/2B Манометр показывающий
Фирма "HYDAC Electronic GmbH", Германия
Манометр показывающий HN60-01-A100/400/G 1/2B (далее по тексту - манометр) предназначен для измерений избыточного давления в гидравлической системе в составе газовой турбины SGT5-4000F энергоблока № 12 ПГУ-420Т Верхнетагильской ГРЭС.
Преобразователь давления измерительный HDA 4745-A-250-000 (далее - преобразователь) предназначен для непрерывных измерений и преобразований значений избыточного давления жидкостей в аналоговый выходной сигнал постоянного тока в составе газовой турбин...