Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Белая птица - Белгород" ПС Крейда
| Номер в ГРСИ РФ: | 68744-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Белая птица - Белгород» ПС Крейда (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Белая птица - Белгород», 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 | 68744-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Белая птица - Белгород" ПС Крейда |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01-2017 |
Производитель / Заявитель
АО "Первая сбытовая компания", г.Белгород
Поверка
| Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 68744-17: Описание типа СИ | Скачать | 103.2 КБ | |
| 68744-17: Методика поверки | Скачать | 609.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Белая птица - Белгород» ПС Крейда (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Белая птица - Белгород», 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 четырех измерительных каналов.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, 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 коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени (УССВ); программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ); каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации
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
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
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 |
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= 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 |
ТП-1255 6/0,4кВ, РУНН-0,4кВ, 1 с.ш., КЛ 0,4 кВ №1 от ТП-1255 | |||||||
|
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт= 2000/5 № 28139-07 |
А |
ТТИ-125 |
D16540 |
400 |
Ток первичный, I | ||
|
В |
ТТИ-125 |
D16541 | ||||||
|
С |
ТТИ-125 |
D16528 | ||||||
|
Счетчик |
КТсч=0,58/1,0 Ксч=1 № 64450-16 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 |
1107161061 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
2 |
ТП-1255 6/0,4кВ, РУНН-0,4кВ, 2 с.ш., КЛ 0,4 кВ №2 от ТП-1255 | |||||||
|
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт= 2000/5 № 28139-07 |
А |
ТТИ-125 |
D16526 |
400 |
Ток первичный, I | ||
|
В |
ТТИ-125 |
D16527 | ||||||
|
С |
ТТИ-125 |
D16525 | ||||||
|
Счетчик |
КТсч=0,58/1,0 Ксч=1 № 64450-16 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 |
1109161562 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
3 |
ТП-1254 6/0,4кВ, РУНН-0,4кВ, 1 с.ш., КЛ 0,4 кВ №1 от ТП-1254 | |||||||
|
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт= 2000/5 № 28139-07 |
А |
ТТИ-125 |
D16520 |
400 |
Ток первичный, I | ||
|
В |
ТТИ-125 |
D16519 | ||||||
|
С |
ТТИ-125 |
D16521 | ||||||
|
Счетчик |
KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 64450-16 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 |
1109161522 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
Продолжение таблицы 2_____________________________________________________________
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
4 |
ТП-1254 6/0,4кВ, РУНН-0,4кВ, 2 с.ш., КЛ 0,4 кВ №2 от ТП-1254 | |||||||
|
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт= 2000/5 № 28139-07 |
А |
ТТИ-125 |
D16524 |
400 |
Ток первичный, I | ||
|
В |
ТТИ-125 |
D16522 | ||||||
|
С |
ТТИ-125 |
D16523 | ||||||
|
Счетчик |
КТсч=0,58/1,0 Ксч=1 № 64450-16 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 |
1109161508 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
Примечания: КТ - класс точности средства измерений. Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии. Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока. Допускается замена счетчиков и ТТ 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 /5Wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
|
5wp, % | |||||||
|
№ ИК |
КТТ т |
КТтн |
КТсч |
Значение cos9 |
для диапазона 1(5) %<1/1ном<20 % W P1(5) %<W P<W P20 % |
для диапазона 20 %<1/1ном<100 % Wp20 % <Wp<Wp100 % |
для диапазона 100%<1/1ном<120% Wp100 %<Wp<Wp120% |
|
8wp,% | |||||||
|
1-4 |
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 | ||||
|
5wq,% | |||||||
|
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos9 |
для диапазона 1(5) %<1/1ном<20 % WQ1(5)%<W Q<W Q20% |
для диапазона 20 %<1/1ном<100 % W Q20%<W Q<WQ100% |
для диапазона 100%<1/1ном<120% W Q100%<W Q<W Q120% |
|
1-4 |
0,5 |
- |
1 |
0,8 |
+5,7 |
+3,4 |
+2,9 |
|
0,5 |
+4,1 |
+2,7 |
+2,5 | ||||
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 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 | |
|
1 |
2 |
3 |
|
Сила переменного тока, А |
отI2мин до I2макс |
от11миндо 1,2 11ном |
|
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8 U2номдо 1,15 U2ном |
- |
|
Коэффициент мощности (cos ф) |
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 |
|
Температура окружающего воздуха по ЭД, °С |
от -40 до +60 |
от -40 до +55 |
|
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более |
0,5 |
- |
|
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при ^ф2=0,8 инд) |
- |
от 0,25 52номдо 1,0 52ном |
Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
|
Трансформаторы тока |
30 000 |
|
Счетчик электроэнергии |
165 000 |
|
ИБП APC Smart-UPS RT 8000VA RM |
35 000 |
|
Модем GSM и коммуникационное оборудование |
50 000 |
|
Сервер |
50 000 |
|
Срок службы, лет: | |
|
Трансформаторы тока; |
25 |
|
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
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТТИ-125 |
12 шт. |
|
Счетчики электроэнергии |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
4 шт. |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ |
1 шт. |
|
Сервер сбора и БД |
Intel |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
ПСК.2017.01.АСКУЭ.31-ПФ |
1 экз. |
|
Технорабочий проект |
ПСК.2017.01.АСКУЭ.31-ТРП |
1 экз. |
|
Методика поверки |
- |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 68744-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Белая птица - Белгород» ПС Крейда. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 4 августа 2017 г.
Основные средства поверки:
- прибор сравнения КНТ-03 (рег № 24719-03);
- радиочасы МИР РЧ-01 (рег № 27008-04);
- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Pecypc-UF2—nT (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.05МК.04 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167 РЭ.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
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 ООО «Белая птица - Белгород» ПС Крейда». Свидетельство об аттестации методики измерений № 68/12-01.00272-2017 от 07.08.2017 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
Смотрите также
