| Номер в госреестре | 50025-12 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Первая сбытовая компания" для электроснабжения ОАО "Колос" |
| Изготовитель | ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для электроснабжения ОАО «Колос» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «Колос», г. Белгород, 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, 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 и по GSM-каналу 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 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 -5 измерительно-информационных точек учета в составе:
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТОЛ-10, ТПЛМ-10 класса точности 0,5 и ТОЛ-СЭЩ-10 класса точности 0,5S
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа НОЛ.08, НА-ЛИ-СЭЩ-6-1, НОЛП 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 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52425-2005.
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 УСВ-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 anterion MC-35i);
Измерительно-информационные точки учета, 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 программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа-Т ЦЕНТР» | Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Amrserver.exe | 11.05.01 | 04fcc1f93fb0e701ed 68cdc4ff54e970 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 8fd268e61bce92120 352f2da23ac022f | |||
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | e3327ecf6492ffd59f 1b493e3ea9d75f | |||
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | dcaed6743d0b6c37d 48deda064141f9e | |||
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 | encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c | |||
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd |
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/ Ктн Ксч | Наименование, измеряемой величины | |||||
| № ИК, код НП АТС | 1аименование >бъекта учета, деспетчерское [аименование [рисоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 1 | ТП-27 6/0,4кВ РУ- 6 кВ, 1 с.ш., яч.№4, КЛ-6 кВ "ТП-183 -ТП-27" | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 400/5 № 7069-79 | А | ТОЛ-10 | 754 | 4800 | Ток первичный Ij |
| В | - | - | ||||||
| С | ТОЛ-10 | 86687 | ||||||
| ТН | КТ=0,5 СТН=6000/100 №3345-04 | А | НОЛ.08 | 865 | Напряжение первичное U | |||
| В | - | |||||||
| С | 862 | |||||||
| Счетчик | CT=0,5s Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 1605110138 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 2 | РП-3 6кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. яч.№12, КЛ-6 кВ "РП-3 -ТП-27" | ТТ | CT=0,5s Ктт= 300/5 № 32139-06 | А | ТОЛ-СЭЩ-10 | 08799 | 3600 | Ток первичный I1 |
| В | ТОЛ-СЭЩ-10 | 08837 | ||||||
| С | ТОЛ-СЭЩ-10 | 08490 | ||||||
| ТН | КТ=0,5 СТН=6000/100 №38394-08 | А В С | НАЛИ-СЭЩ-6- 1 | 00101-11 | Напряжение первичное U1 | |||
| и Е е 6 | CT=0,5s Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 1605110159 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 3 | РП-3 6кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. яч.№4, КЛ-6 кВ "Б" РП-3 -ТП-140" | ТТ | КТ=0,5б Ктт= 300/5 № 32139-06 | А | ТОЛ-СЭЩ-10 | 08271 | 3600 | Ток первичный Ij |
| В | ТОЛ-СЭЩ-10 | 08326 | ||||||
| С | ТОЛ-СЭЩ-10 | 08325 | ||||||
| ТН | КТ=0,5 Стн=6000/100 №38394-08 | А В С | НАЛИ-СЭЩ-6- 1 | 00101-11 | Напряжение первичное U | |||
| Счетчик | КТ=0,5б Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 1605110180 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 4 | РП-3 6кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.№13, КЛ-6 кВ "А" РП-3 -ТП-140" | ТТ | КТ=0,5б Ктт= 300/5 № 32139-06 | А | ТОЛ-СЭЩ-10 | 08544 | 3600 | Ток первичный I1 |
| В | ТОЛ-СЭЩ-10 | 08465 | ||||||
| С | ТОЛ-СЭЩ-10 | 08459 | ||||||
| ТН | КТ=0,5 Стн=6000/100 №38394-08 | А В С | НАЛИ-СЭЩ-6- 1 | 00097-11 | Напряжение первичное U1 | |||
| к и Е е ч С | CT=0,5s Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 1606110618 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 5 | ЦРП-1 6 кВ, РУ- 6кВ, 1с.ш., яч.№7, КЛ-6 кВ "ЦРП-1 -ТП-140" | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 200/5 № 2363-68 | А | ТПЛМ-10 | 1498 | 2400 | Ток первичный I1 |
| В | - | - | ||||||
| С | ТПЛМ-10 | 4901 | ||||||
| ТН | КТ=0,5 Стн=6000/100 №27112-04 | А | НОЛП | 140 | Напряжение первичное U1 | |||
| В | - | |||||||
| С | 62 | |||||||
| и Е е ч С | CT=0,5s Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 1612097450 | Энергия активная, WP 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 и 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 (8W /5wq) электроэнергия (мощность) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_
| 8wp, % | |||||||
| № 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 % |
| 2-4 | 0,5s | 0,5 | 0,5s | 1,0 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,3 | ±2,0 | ±2,0 | ||||
| 0,5 | ±3,6 | ±3,0 | ±3,0 | ||||
| 1, 5 | 0,5 | 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 | ||||
| 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% Wq 100 % <Wq< Wq120 % |
| 2-4 | 0,5s | 0,5 | 0,1 | 0,8(0,6) | ±4,4 | ±3,0 | ±2,9 |
| 0,5(0,87) | ±3,5 | ±2,6 | ±2,5 | ||||
| 1, 5 | 0,5 | 0,5 | 0,1 | 0,8(0,6) | ±5,7 | ±3,4 | ±2,9 |
| 0,5(0,87) | ±4,1 | ±2,7 | ±2,5 | ||||
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального
WP5 %(Wq5 ) -Wpi2o %(Wqi2o %) - 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 Трансформаторы тока по ГОСТ 1983-2001 и эксплуатационной документации Счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52425-2005 УСВ-2 по ВЛСТ 237.00.000 РЭ
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 | ТН | УСВ-2 | |
| Сила переменного тока, А | от 12 мин Д° ^2 макс | от Амин до 1,2 Аном | - | - |
| Напряжение переменного тока, В | от 0,8 и2ном до 1,15 и2ном | - | от 0,9 U1 ном до 1,1 U1 ном | от 85 до 264 |
| 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 | от 0 до плюс 70 от 7 до 33 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | Не более 0,5 | |||
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cosj =0,8 инд) | от 0,255*2ном до 1,05*2ном | |||
| Мощность нагрузки ТН (при cosj =0,8 ИНд) | - | - | от 0,255*2ном до 1,05*2ном | - |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов тока, счетчиков электроэнергии.
Компоненты АИИС КУЭ: Среднее время наработки на
отказ, ч, не менее:
Трансформаторы тока 219000
Трансформаторы напряжения 400000
Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М 140000 в соответствии с ТУ
ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA 35000
Модем GSM Cinterion TC-35i и коммуникационное оборудование 50000
Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 5 0 0 0 0
Сервер 20000
Трансформаторы тока;
Трансформаторы напряжения Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М
Срок службы, лет:
30
30
30
24
10
Устройство синхронизации системного 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.
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
• формуляр-паспорт ПСК.2011.001.ФП
• руководство пользователя ПСК.2011.001;
• инструкции по формированию и ведению базы данных ПСК.2011.001И4;
• инструкции по эксплуатации комплекса технических средств ПСК.2011.001ИЭ;
• руководство по эксплуатации счётчик ПСЧ-4ТМ.05М ИЛГШ.411152.126 РЭ;
• паспорт на счётчик ПСЧ-4ТМ.05М Паспорт ИЛГШ.411152.146;
• формуляр УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000.ФО;
• методика поверки.
осуществляется по документу МП 50025-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для электроснабжения ОАО «Колос». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2011 г., входит в комплект документации на систему.
| 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 | Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность ± 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 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. | 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 ВА ПГ ±0,03 ВА 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 измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2003.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05.04 в соответствии с Методикой поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1.
Средства поверки УСВ-2 в соответствии с Методикой поверки ВЛСТ 237.00.000 И1.
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 ОАО «Первая сбытовая компания» для электроснабжения ОАО «Колос». Свидетельство об аттестации № 30/12-01.00272-2011 от 07.07.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для электроснабжения ОАО «Колос»
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1986-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52320-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
МИ 2439-97 «ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля».
Осуществление торговли и товарообменных операций.
