| Номер в госреестре | 52382-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Брянский бройлер" с Изменением № 1 |
| Изготовитель | ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Настоящее описание типа Системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Брянский бройлер» с Изменением № 1 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Брянский бройлер», Свидетельство об утверждении типа средств измерений Яи.Е.34.061.А № 49454, регистрационный № 52382-13, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 5, 6.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Брянский бройлер» с Изменением № 1 (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 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 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-х уровней.
1-ый уровень - две измерительно-информационных точки учета:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТЛМ-10 класса точности 0,2S
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа НАЛИ-СЭЩ-
10 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 A1805RAL-P4-GB-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 (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, GSM-модемы Qnterion МС-351);
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 ± 1 с, производится коррекция часов счетчиков.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
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 | 12.05.01.01 | 22262052A42D978C9C72F6A90F124 841 | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe | AF098D3FF2EA2D0087D227D17377 048B | ||
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe | E8CD05CA288E12F63693A92317AF 6237 | ||
| Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | 58DE888254243CAA47AFB6D120A8 197E | ||
| Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll | 0939CE05295FBCBBBA400EEAE8D 0572C | ||
| Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll | B8C331ABB5E34444170EEE9317D6 35CD |
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 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.
| 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 | ||
| 5 | ПС 110 кВ «Семячки», КРУН- 10 кВ, Ф1002, яч.5 | ТТ | КТ=0,28 Ктт= 150/5 № 48923-12 | А | ТЛМ-10-1 У3 | 105012000 0013 | 3000 | Ток первичный Ij |
| В | - | - | ||||||
| С | ТЛМ-10-1 У3 | 105012000 0010 | ||||||
| ТН | КТ=0,5 Ктн=10000/ 100 № 38394-08 | А В С | НАЛИ- СЭЩ-10-1 | 00468-12 | Напряжение первичное Ui | |||
| и Е е 6 | КТ=0,58 Ксч=1 № 31857-11 | A1805RAL-P4- GB-DW-4 | 01258681 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 6 | ПС 110 кВ «Семячки», КРУН- 10 кВ, Ф1005, яч.10 | ТТ | КТ=0,28 Ктт= 150/5 № 48923-12 | А | ТЛМ-10-1 У3 | 105012000 0014 | 3000 | Ток первичный I1 |
| В | - | - | ||||||
| С | ТЛМ-10-1 У3 | 105012000 0012 | ||||||
| ТН | КТ=0,5 Ктн=10000/ 100 № 38394-08 | А В С | НАЛИ- СЭЩ-10-1 | 00467-12 | Напряжение первичное U1 | |||
| Счетчик | КТ=0,58 Ксч=1 № 31857-11 | A1805RAL-P4- GB-DW-4 | 01258682 | 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, 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 /8wq) 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 1 %<Шном<5 % WP 1 %< WP<WP 5 % | для диапазона 5 %<МНом<20 % WP 5 %< WP<WP 20 % | для диапазона 20 %<Мном<100 % WP20 % <WP<WP100 % | для диапазона 100%< Мном<120% WP100 % <WP< WP120 % |
| 5 - 6 | 0,2s | 0,5 | 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 | ||||
| 8 ,% WQ | ||||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cos j (sin j) | для диапазона 1 %<Шном<5 % WQ 1 %< WQ<WQ 5 % | для диапазона 5 %<Мном<20 % WQ 5 %< W Q<W Q 20 % | для диапазона 20 %<Мном<100 % WQ20 %<WQ<WQ100 % | для диапазона 100%< ^^„^<120% WQ100 % <W Q< WQ120 % |
| 5 - 6 | 0,2 | 0,5 | 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 %(Wqi ) -Wpi20 %(Wqi20 %) - 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.
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
| Наименование параметров, влияющих величин | Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | ||
| Счетчики | тт | ТН | |
| Сила переменного тока, А | от -^2мин Д° 12макс | от 11мин до 1,2 11ном | — |
| Напряжение переменного тока, В | от 0,8и2ном до 1,15 и2ном | — | от 0,9 U1 ном до 1,1 U\ 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 по ЭД, °С | от минус 40 до плюс 55 | от минус 40 до плюс 55 | от минус 50 до плюс 45 |
| 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 КУЭ: трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электроэнергии.
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
УСВ-2
Сервер
Трансформаторы тока;
Трансформаторы напряжения Счетчики электроэнергии;
Устройство синхронизации системного времени УСВ-2
Коммуникационное и модемное оборудование
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
4000000
400000
120000
35000
50000
35000
50000
Срок службы, лет:
30
30
30
12
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;
- 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.2012.09. АСКУЭ .31-ПФ
- технорабочий проект ПСК.2012.09. АСКУЭ.31-ТРП
- руководство по эксплуатации на счётчики;
- паспорта на счётчики;
- методика поверки.
осуществляется по документу МП 52382-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Брянский бройлер» с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в октябре 2013 г.
Таблица 5-Основные средства поверки, 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 минус180 до 180 град. | |
| 5. 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 |
| 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 измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011. Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа А1805КЬ-Р40-Б'^4 в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.
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» с Изменением № 1. Свидетельство об аттестации № 50/12-01.00272-2013 от 21.10.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Брянский бройлер» с Изменением № 1.
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 18.11.2024 |
