| Номер в госреестре | 52382-13 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Брянский бройлер" |
| Изготовитель | ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
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).
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.
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 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 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.
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.
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».
- осуществление торговли и товарообменных операций.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 18.11.2024 |
