| Номер в госреестре | 48081-12 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Птицефабрика "Ново-Ездоцкая" с Изменением № 1 |
| Изготовитель | ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Настоящее описание типа Системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Птицефабрика «Ново-Ездоцкая» с Изменением № 1 является дополнением к описанию типа Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Птицефабрика «Ново-Ездоцкая», Г.р. № 48081-11 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 37, 38.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Птицефабрика «Ново-Ездоцкая» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Птицефабрика «Ново-Ездоцкая», Белгородская обл., 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).
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 счетчиках).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 поступает на вход УСПД, 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 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 3 уровней
1-й уровень - измерительно-информационные точки учета в составе:
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТТИ-30, 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 ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52425-2005.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) содержит в своем составе:
• устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа УСПД RTU327-E1-В08-М08.
• коммуникационное и модемное оборудование (преобразователь интерфейса RS-485/RS-232; линии связи с использованием терминалов сотовой связи GSM-модемы);
• устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключенное к УСПД по интерфейсу RS232, выполненное на основе GPS приемника 35-HVS;
• цепи и устройства питания для УСПД и терминала сотовой связи;
3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:
• 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 anterion МС-351);
Измерительно-информационные точки учета, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Специализированное ПО «АльфаЦентр».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программно-го обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» | Программа - планировщик опроса и передачи данных(стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Amrserver.exe | 11.02.01 | 04fcc 1f93fb0e701ed68 cdc4ff54e970 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 8fd268e61bce9212035 2f2da23ac022f |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 11.02.01 | e3327ecf6492ffd59f1b 493e3ea9d75f | MD5 |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | dcaed6743d0b6c37d48 deda064141f9e | |||
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 | encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c | |||
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e34444170 eee9317d635cd |
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.
УСПД, с периодом в 30 мин., выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.
От УСПД синхронизируются внутренние часы счетчиков 8 раз в сутки при опросе по GSM связи каждые 3 часа. В случае расхождения часов счетчиков и УСПД более чем ± 1 с, производится коррекция часов счетчиков.
Часы ИВК синхронизируется с часами УСПД при его опросе 1 раз в 30 мин. Допустимое рассогласование часов составляет ±1 с, при превышении которого производится коррекция времени.
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 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. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
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 | ||
| 37 | ТП-301 10/0,4 кВ РУ-0,4 кВ КЛ 0,4 кВ «Ввод №1» | 41907-09 | УСПД RTU-327 | 005523 | 40 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
| ТТ | КТ=0,5 Ктт= 200/5 № 28139-07 | А | ТТИ-30 | А25586 | Ток первичный Ij | |||
| В | ТТИ-30 | А21349 | ||||||
| С | ТТИ-30 | А25576 | ||||||
| Счетчик | CT=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ- 4ТМ.05М.16 | 606101706 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 38 | ТП-301 10/0,4 кВ РУ-0,4 кВ КЛ 0,4 кВ «Ввод №2» | 41907-09 | УСПД RTU-327 | 005523 | 40 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
| ТТ | КТ=0,5 Ктт= 200/5 № 28139-07 | А | ТТИ-30 | А25574 | Ток первичный I1 | |||
| В | ТТИ-30 | А21339 | ||||||
| С | ТТИ-30 | А25589 | ||||||
| Счетчик | КТ =0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ- 4ТМ.05М.16 | 606100748 | 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, ТТ, УСПД 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 (SW /5wq) электроэнергия (мощность) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_
| Swp, % | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | К н о л | Значение cos j | для диапазона 5 %<I/In<20 % Wp 5 %< Wp<Wp 20 % | для диапазона 20 %<I/In<100 % Wp20 % <Wp<Wp100 % | для диапазона 100 %< I/In<120 % Wp100 % <Wp< Wp120 % |
| 37, 38 | 0,5 | 0,5S | 1,0 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,4 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 | ||||
| 0,5 | ±5,6 | ±3,4 | ±2,7 | ||||
| SwQ, % | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | К н о л | Значение cos j (sin j) | для диапазона 5 %<I/In<20 % WQ5 % <WQ< WQ20 % | для диапазона 20 %<I/In<100 % WQ20 % <WQ<WQ100 % | для диапазона 100 %< I/In<120 % WQ100 % <WQ<WQ120 % |
| 37, 38 | 0,5 | - | 0,5 | 0,8(0,6) | ±4,6 | ±2,4 | ±1,8 |
| 0,5(0,87) | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 | ||||
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального
WP5 %(Wq5 ) -Wpi20 %(Wqi20 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 5 до 120 %
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и эксплуатационной документации Счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД УСПД RTU-327 по ДЯИМ.466215.007РЭ
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
| Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин | Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала | ||
| Счетчики | ТТ | УСПД | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Сила переменного тока, А | от ^2мин Д° 12макс | от 11мин до 1,2 11ном | - |
| Напряжение переменного тока, В | от °,8^2ном до 1,15 ^2ном | - | от 85 до 264 |
| Коэффициент мощности (cos ф) | 0,5инд; 1,0; 0,8емк | 0,8инд; 1,0 | - |
| Частота, Гц | 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 0 до плюс 70 От 7 до 33 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | Не более 0,5 | — | - |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cosj =0,8 инд) | от °,2552ном Д° 1,°$2ном |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов тока, счетчиков электроэнергии и УСПД
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
219000
100000
100000
35000
50000
50000
20000
Срок службы, лет:
30
30
30
Компоненты АИИС КУЭ:
Трансформаторы тока
Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М.16 УСПД RTU-327
ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA Модем GSM Teleofis и коммуникационное оборудование
Устройство синхронизации системного времени
УСВ-2
Сервер
Трансформаторы тока;
Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М.16;
УСПД RTU-327 Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 24
Коммуникационное и модемное оборудование 10
Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений: резервирование питания УСПД;
резервирование каналов связи: на уровне ИИК-ИВК, ИВКЭ-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;
• УСПД;
• сервера;
Защита информации на программном уровне:
• установка пароля на счетчик;
• установка пароля на УСПД
• установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 45 суток, на сервере не менее
3,5 лет.
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ с Изменением №1 указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
• формуляр-паспорт ПСК.2011. АСКУЭ.31-ТРП
• руководство пользователя КСС.10.АСКУЭ.31И3;
• инструкции по формированию и ведению базы данных КСС.10. АСКУЭ.31И4;
• инструкции по эксплуатации комплекса технических средств КСС.10.АСКУЭ.31ИЭ;
• паспорта-протоколы на добавленные измерительные каналы;
• руководство по эксплуатации счётчик ПСЧ-4ТМ.05М.16;
• паспорта на счётчики ПСЧ-4ТМ.05М. 16;
• руководство по эксплуатации УСПД RTU-327;
• формуляр УСПД RTU-327;
• методика поверки.
осуществляется по документу МП 48081-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Птицефабрика «Ново-Ездоцкая» с Изменением №1. Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в 2011 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.Термометр | ТП 22 | ЦД 1°С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С | Контроль температуры окружающей среды | |
| 2. Барометр-анероид | БАММ 1 | от 80 до 106 кПа ПГ ± 5 % | Контроль атмосферного давления | |
| 3. Психрометр | М-4М | КТ 2,0 | Контроль относительной влажности | |
| 4 Миллитесламетр | МПМ-2 | ПГ ± 7,5 % | Измерение напряженности магнитного поля | |
| 5.Измеритель показателей качества электрической энергии | Ресурс- UF2M | КТ 0,2 (напряжение гармоник) | Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 | |
| 6.Вольтамперфазометр | ПАРМА ВАФ-Т | КТ 0,5 от 0 до 460 В от 0 до 6 А от 45 до 65 Гц Фазовый угол от минус 180 до 180 град. | Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током | |
| 7. 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 ВА | Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ |
| 8. Радиочасы | МИР РЧ-01 | Использование сигнала точного времени | ||
| 9. 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 многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М.16 по Методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1.
Средства поверки УСПД RTU-327 по методике поверки ДЯИМ.466215.007 МП
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 «Птицефабрика «Ново-Ездоцкая». Свидетельство об аттестации № 31/12-01.00272-2011 от 09.11.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Птицефабрика «Ново-Ездоцкая» с Изменением № 1
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
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».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Осуществление торговли и товарообменных операций.
