Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Брянский бройлер". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Брянский бройлер"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 18 п. 12 от 17.01.2013
Класс СИ 34.01.04
Примечание 14.05.2014 заменен на 52382-14
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Брянский бройлер» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Брянский бройлер», г. Брянск, 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 времени).

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 сервере).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 поступает 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 уровней

1-й    уровень -4 измерительно-информационных точек учета в составе:

•    измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТРГ-110 II класса точности 0,2S

•    измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа ЗНГ класса точности 0,2

•    вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

•    многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 для измерения активной и реактивной энергии типа A1805RAL-P4-GB-DW-4 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 524252005.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:

•    коммуникационное и модемное оборудование (преобразователь интерфейса RS-485/RS-232; линии связи с использованием терминалов сотовой связи GSM-модемы);

•    устройство синхронизации времени (УСВ), тип У СВ-2;

•    компьютер в серверном исполнении (сервер опроса и SQL-сервер);

•    технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;

•    автоматизированное рабочее место (АРМ);

•    цепи и устройства питания сервера (UPS);

•    коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, ZyXEL U-336E Plus, GSM-модемы Onter-ion МС-351);

Измерительно-информационные точки учета, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

Специализированное ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование

программного

обеспечения

Наименование

программного

модуля

(идентификационно е наименование программного обеспечения)

Наименование

файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

ПО

«АльфаЦЕНТР»

Программа -

планировщик

опроса и передачи

данных

(стандартный

каталог для всех

модулей

C:\alphacenter\exe)

Amrserver.exe

12.05.01.01

22262052A42D978C9C

72F6A90F124841

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

Amrc.exe

AF098D3FF2EA2D0087

D227D17377048B

драйвер

автоматического опроса счетчиков и УСПД

Amra.exe

E8CD05CA288E12F636

93A92317AF6237

драйвер работы с

БД

Cdbora2.dll

58DE888254243CAA47

AFB6D120A8197E

Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140

encryptdll.dll

0939CE05295FBCBBB

A400EEAE8D0572C

библиотека

сообщений

планировщика

опросов

alphamess.dll

B8C331ABB5E3444417

0EEE9317D635CD

Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

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 ± 1 с, производится коррекция часов счетчиков.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.

Организация защиты от несанкционированного доступа. 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 метрологических характеристик 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

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

ТТ

КТ=0,2Б

А

ТРГ-110 II*

5502

Ток первичный I1

Ктт= 200/5

В

ТРГ-110 II*

5503

№ 26813-06

С

ТРГ-110 II*

5504

ПС 110 кВ

ТН

КТ=0,2 Ктн=110000/^3 /100/V3 № 41794-09

А

ЗНГ

423

Напряжение первичное

«Пильшино»

В

ЗНГ

424

U1

110 кВ «Ввод Т1»

С

ЗНГ

425

44000

Счетчик

КТ=0,5Б Ксч=1 № 31857-11

A1805RAL-P4-GB-DW-4

01248882

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

2

ТТ

КТ=0,2Б

А

ТРГ-110 II*

5495

Ток первичный I1

Ктт= 200/5

В

ТРГ-110 II*

5494

№ 26813-06

С

ТРГ-110 II

5493

ПС 110 кВ

ТН

КТ=0,2

Ктн=110000/^3

/100/V3

№ 41794-09

А

ЗНГ

434

Напряжение первичное

«Пильшино»

В

ЗНГ

433

U1

110 кВ «Ввод Т2»

С

ЗНГ

432

44000

к

и

и

е

ч

С

КТ=0,5Б Ксч=1 № 31857-11

A1805RAL-P4-GB-DW-4

01248883

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

3

ТТ

КТ=0,2Б

А

ТРГ-110 II*

5499

Ток первичный I1

Ктт= 200/5

В

ТРГ-110 II*

5500

№ 26813-06

С

ТРГ-110 II*

5501

ПС 110 кВ «Уручье» 110 кВ «Ввод Т1»

ТН

КТ=0,2

Ктн=110000/^3

/100/V3

№ 41794-09

А

ЗНГ

428

Напряжение первичное

В

ЗНГ

426

U1

С

ЗНГ

427

44000

Счетчик

КТ=0,5Б Ксч=1 № 31857-11

A1805RAL-P4-GB-DW-4

01248884

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

4

ТТ

CT=0,2S

А

ТРГ-110 II

5498

Ток первичный I1

Ктт= 200/5

В

ж

ТРГ-110 II

5497

№ 26813-06

С

ТРГ-110 II*

5496

ПС 110 кВ «Уручье» 110 кВ «Ввод Т2»

ТН

КТ=0,2

Ктн=10000/^3/ 100/V3 № 41794-09

А

ЗНГ

429

Напряжение первичное

В

ЗНГ

430

U1

С

ЗНГ

431

44 000

Счетчик

CT=0,5S

A1805RAL-P4-GB-

01248885

Энергия активная, WP

Ксч=1 № 31857-11

DW-4

Энергия реактивная, Wq Календарное время

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, ТН, 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 (5Wp /5Wq) электроэнергия (мощность) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

5wf,%

ИК

КТТТ

КТтн

КТсч

Значение cos j

для диапазона 1 %<Шном<5 %

WP 5 %< WP<WP 20 %

для диапазона 5 %<МНом<20 %

WP 5 %< WP<WP 20 %

для диапазона 20 %<Шном<100 %

WP20 % <WP<WP100 %

для диапазона 100%< Мном<120%

WP100 % <WP< WP120 %

1-4

0,2s

0,2

0,5s

1,0

1,7

±1,2

±1,1

±1,1

0,8

2,0

±1,4

±1,4

±1,4

0,5

2,7

±2,0

±1,8

±1,8

я ,% dWQ

ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos j (sin j)

для диапазона 1 %<Шном<5 %

WQ 1 %< WQ<WQ 20 %

для диапазона 5 %<Шном<20 %

WQ 5 %< WQ<WQ 20 %

для диапазона 20 %<Шном<100 %

WQ20 %<WQ<WQ100 %

для диапазона 100%< I/IНом< 120%

WQ100 % <WQ< WQ120 %

1-4

0,2

0,2

0,5

0,8

±4,5

±1,8

±1,2

±1,2

0,5

±3,4

±1,4

±1,1

±1,1

I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального

WP1 %(Wq1 ) -WP120 %(Wq120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 1 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 ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 и ЭД.

Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала

Счетчики

ТТ

ТН

Сила переменного тока, А

от Амин до 12макс

от Амин до 1,2 Аном

-

Напряжение переменного тока, В

от 0,8и2ном до 1,15 и2ном

от 0,9U1 ном до 1,1 U1 ном

Коэффициент мощности (cos ф)

0,5инд; 1,0; 0,8емк

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, °С -По ЭД - Реальные

от минус 40 до плюс 55 от минус 15 до плюс 25

от минус 40 до плюс 55 от минус 15 до плюс 25

от минус 50 до плюс 45 от 7 до 33

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cosj2 =0,8 инд)

от 0,255*2ном до 1,0^2ном

Мощность нагрузки ТН (при cosj2 =0,8 инд)

от 0,255*2ном до 1,05*2ном

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Параметры надежности средств измерений АИИС напряжения, счетчиков электроэнергии.

КУЭ: трансформаторов тока и

Компоненты АИИС:

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электроэнергии

ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA

Модем GSM GSM Teleofis RX-108R и

коммуникационное оборудование

Устройство синхронизации системного времени

УССВ

Сервер

Трансформаторы тока;

Трансформаторы напряжения Счетчики электроэнергии;

Устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS    24

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;

Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

1000000

1000000

90000

35000

50000

50000

20000

Срок службы, лет:

30

30

30

•    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.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.

В комплект поставки также входит:

•    формуляр-паспорт ПСК.2012.07.АСКУЭ.31-ПФ

•    технорабочий проект ПСК.2012.07.АСКУЭ.31-ТРП

•    руководство по эксплуатации на счётчики;

•    паспорта на счётчики;

•    методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу МП 52382-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Брянский бройлер». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в ноябре 2012 г., входит в комплект документации на систему.

Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ

Наименование

эталонов,

вспомогательных

СИ

Тип

Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ)

Цель использования

1

2

3

4

Термометр

ТП 22

ЦД 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С

Контроль температуры окружающей среды

Барометр-анероид

БАММ 1

Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность ± 5%

Контроль атмосферного давления

Психрометр

М-4М

КТ 2,0

Контроль относительной влажности

Миллитесламетр

МПМ-

2

ПГ 7,5 %

Измерение напряженности магнитного поля

Измеритель показателей качества

Ресурс-

UF2M

КТ 0,2 (напряжение гармоник)

Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с

электрической

энергии

ГОСТ 13109-97

Вольтамперфазометр

ПАРМ

А

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 минус180 до 180 град.

Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током

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

Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ

Радиочасы

МИР

РЧ-01

Использование сигнала точного времени

Секундомер

СОСпр-1

От 0 до 30 мин., ЦД 0,1 с

Определение хода часов

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.

Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88.

Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа A1805RAL-P4-GB-DW-4 в соответствии с Методикой поверки ДЯИМ.411152.018МП.

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 «Брянский бройлер». Свидетельство об аттестации № 40/12-01.002722012 от 07.11.2012 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Брянский бройлер».

1.    ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».

2.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

3.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

4.    ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S».

5.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание