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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Прохоровские комбикорма"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 936 п. 09 от 10.06.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровские комбикорма» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Прохоровские комбикорма», 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 часов).

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 счётчиках).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 поступает через GSM модемы 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-х уровней

1-ый уровень - четыре измерительно-информационные точки учета:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТШЛ-0,66 класса точности 0,5;

- вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

- многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 для измерения активной и реактивной энергии типа  A18O5RL-P4G-DW-4    класса  точности  0,5S  по  ГОСТ  Р  52323-2005  и

ГОСТ Р 52425-2005;

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

- коммуникационное и модемное оборудование для обмена данными со счетчиками (линии связи с использованием терминалов сотовой связи GSM-модемы IRZ МС52р 485GI);

- устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-2;

- компьютер в серверном исполнении (сервер опроса и базу данных Oracle);

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

- автоматизированное рабочее место (АРМ);

- цепи и устройства питания сервера (UPS).

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

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 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 программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe

12.07.01

e6231ebbb9932e28644dddb424942f6a

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Атгс.ехе

6483168dfbf01a78961e91a4O7e9354b

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe

ab49df259b945819f6486c84ebb2b588

Драйвер работы с БД Cdbora2.dll

63a918ec9c3f63c5204562fc06522f13

Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll

0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c

Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll

b8c331abb5e34444170eee9317d635cd

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

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 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

Наименование, измеряемой величины

№ ИК, код НП АТС

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №20, КТП-10/0,4 кВ №2001, РУ -0,4 кВ, 1 с.ш., яч. 4

ТТ

КТ=0,5

Ктт= 5000/5

3422-06

А

ТШЛ-0,66

1446

1000

Ток первичный I

В

ТШЛ-0,66

579

С

ТШЛ-0,66

75

Счетчик

Кл=0,5Б

Ксч=1 31857-11

A1805RL-P4G-

DW-4

01261195

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

2

ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №21, КТП-10/0,4 кВ №2001, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 6

ТТ

КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06

А

ТШЛ-0,66

1454

1000

Ток первичный I

В

ТШЛ-0,66

581

С

ТШЛ-0,66

1334

Счетчик

Кл=0,5Б

Ксч=1 31857-11

A1805RL-P4G-

DW-4

01261196

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

3

ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №20/1, КТП-10/0,4 кВ №2002, РУ -0,4кВ, 1 с.ш., яч. 4

ТТ

КТ=0,5 Ктт= 4000/5 3422-06

А

ТШЛ-0,66

1471

800

Ток первичный I

В

ТШЛ-0,66

1034

С

ТШЛ-0,66

1035

Счетчик

Кл=0,5Б

Ксч=1 31857-11

A1805RL-P4G-

DW-4

01261194

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

4

ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №21/1, КТП-10/0,4 кВ №2002, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 6

ТТ

КТ=0,5 Ктт= 4000/5 3422-06

А

ТШЛ-0,66

1476

800

Ток первичный I

В

ТШЛ-0,66

1472

С

ТШЛ-0,66

21

Счетчик

Кл=0,5Б

Ксч=1 31857-11

A1805RL-P4G-

DW-4

01261193

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

КТ - класс точности средства измерений.

Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.

Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Примечание - Допускается замена счетчиков и ТТ 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 Z5wq) электроэнергия (мощность)) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

8wp,%

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф

для диапазона 1(5) %<1/1ном<20 % WP 1(5) %< Wp<Wp20 %

для диапазона

20 %<1/1ном<100 %

WP20 % <WP<WP100 %

для диапазона 100%< 1/1ном<120% WP100 % <WP< WP120 %

1 - 4

0,5

-

0,5s

1,0

±2,0

±1,3

±1,2

0,8

±3,0

±1,9

±1,5

0,5

±5,5

±3,1

±2,4

8wq’%

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф (sin ф)

для диапазона 1(5) %<1/1ном<20 % WQ1(5) %< WQ<WQ 20 %

для диапазона

20 %<IZIhom<100 %

WQ20 %<W Q<W Q100 %

для диапазона 100%< IZIhom<120% WQ100 % <WQ< WQ120 %

1 - 4

0,5

-

1

0,8

±5,2

±2,9

±2,3

0,5

±3,5

±2,2

±2,0

I/In - 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;

- счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии

ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД;

- УСВ-2 по ВЛСТ 237.00.000 РЭ.

Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Наименование параметров, влияющих величин

Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала

Счетчики

тт

Сила переменного тока, А

От I2мин д0 I2макс

От 11мин д0 1,2 11ном

Напряжение переменного тока, В

от 0,8 U2ном до 1,15 U2ном

_

Коэффициент мощности (cos ф)

0.5....; 1,0; 0,8^

0,8инд; 1,0

Частота, Гц

от 47,5 до 52,5

от 47,5 до 52,5

Температура окружающего воздуха по ЭД, °С

от минус 40 до плюс 55

от минус 40 до плюс 55

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

_

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при СО8ф2=0,8 инд)

_

от 0,25S2ном до 1,0S2ном

Мощность нагрузки ТН (при СО8ф2=0,8 инд)

_

_

Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ:

Компоненты АИИС КУЭ:                         Среднее время наработки на отказ, ч,

не менее:

Трансформаторы тока                            400000

Счетчик электроэнергии                           120000

ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA

Модем GSM IRZ MC52i-485GI и коммуникационное

оборудование

Устройство синхронизации времени УСВ-2

Сервер

Срок службы, лет:

Трансформаторы тока;

Счетчики электроэнергии;

Устройство синхронизации времени УСВ-2

Коммуникационное и модемное оборудование

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

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.

В комплект поставки также входит:

- формуляр-паспорт ПСК.2014.03. АСКУЭ .31-ПФ

- технорабочий проект ПСК .2014.03. АСКУЭ .31-ТРП

- руководство по эксплуатации на счётчики;

- паспорта на счётчики;

- формуляр УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000.ФО;

- методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу МП 57617-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровские комбикорма». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» 14 марта 2014 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений регламентирована на энергообъектах. Методика измерений использованием системы автоматизированной учета электроэнергии ООО «Прохоровские № 52/12-01.00272-2014 от 14.03.2014 г.

в документе «Учет электроэнергии и мощности количества электроэнергии (мощности) с информационно-измерительной коммерческого комбикорма». Свидетельство об аттестации

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

Наименование эталонов, вспомогательных СИ

Тип

Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ)

1

2

3

1.Термометр

ТП 22

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

2. Барометр-анероид

БАММ 1

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

3. Психрометр

М-4М

КТ 2,0

4.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 минус 180 до 180 град.

5. Прибор сравнения

КНТ-03

1,999 В-А;

19,99 В-А;

199,9 В-А

ПГ ±0,003 В-А

ПГ ±0,03 В-А

ПГ ±0,3 В-А

6. Радиочасы

МИР РЧ-01

ПГ ± 1 мкс

7. Секундомер

СОСпр-1

От 0 до 30 мин., ЦД 0,1 с

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ.

Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.

Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа A1805RL-P4G-DW-4 в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.

Нормативные документы

электроэнергии ООО «Прохоровские комбикорма»

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».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание