| Номер в госреестре | 57618-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Прохоровский комбикормовый завод" |
| Изготовитель | ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровский комбикормовый завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Прохоровский комбикормовый завод», 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 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 - десять измерительно-информационных точек учета:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТШЛ-0,66, ТТИ-125, ТТЭ-100 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 А1805RL-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 МС521-485GI);
- 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.
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 Amrc.exe | 6483168dfbf01a78961e91a407e9354b | ||
| 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 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 №18, КТП-10/0,4 кВ №1801, РУ -0,4кВ, 1с.ш., яч. 5 | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06 | А | ТШЛ-0,66 | 1320 | 1000 | Ток первичный I |
| В | ТШЛ-0,66 | 1318 | ||||||
| С | ТШЛ-0,66 | 1351 | ||||||
| Счетчик | Кл=0,58 Ксч=1 31857-11 | А1805КЬ-Р4в- DW-4 | 012200531 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 2 | ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №19, КТП-10/0,4 кВ №1801, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 8 | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06 | А | ТШЛ-0,66 | 916 | 1000 | Ток первичный I |
| В | ТШЛ-0,66 | 457 | ||||||
| С | ТШЛ-0,66 | 1403 | ||||||
| Счетчик | Кл=0,58 Ксч=1 31857-11 | А1805КЬ-Р4в- DW-4 | 01220530 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 3 | ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №18/1, КТП-10/0,4 кВ №1802, РУ -0,4кВ, 1 с.ш., яч. 5 | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 3000/5 28139-07 | А | ТТИ-125 | R 8352 | 600 | Ток первичный I |
| В | ТТИ-125 | R 8399 | ||||||
| С | ТТИ-125 | R 8350 | ||||||
| Счетчик | Кл=0,58 Ксч=1 31857-11 | А1805КЬ-Р4в- DW-4 | 01220434 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 4 | ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №19/1, КТП-10/0,4 кВ №1802, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 1 | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 3000/5 28139-07 | А | ТТИ-125 | R 8314 | 600 | Ток первичный I |
| В | ТТИ-125 | R 8317 | ||||||
| С | ТТИ-125 | R 8393 | ||||||
| Счетчик | Кл=0,58 Ксч=1 31857-11 | А1805КЬ-Р4в- DW-4 | 01220433 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 5 | ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №16, КТП-10/0,4 кВ №1601, РУ -0,4кВ, 1 с.ш., яч. 2 | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 3000/5 32501-08 | А | ТТЭ-100 | 1570080415 | 600 | Ток первичный I |
| В | ТТЭ-100 | 1570080417 | ||||||
| С | ТТЭ-100 | 1570080864 45 | ||||||
| к и Е е 6 | Кл=0,58 Ксч=1 31857-11 | А1805КЬ-Р4в- DW-4 | 01261197 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 6 | ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №17, КТП-10/0,4 кВ №1601, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 6 | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 3000/5 32501-08 | А | ТТЭ-100 | 1510086450 | 600 | Ток первичный I |
| В | ТТЭ-100 | 1510080451 | ||||||
| С | ТТЭ-100 | 1510080445 | ||||||
| Счетчик | Кл=0,58 Ксч=1 31857-11 | А1805КЬ-Р4в- DW-4 | 01261198 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 7 | ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №16/1, КТП-10/0,4 кВ №1602, РУ -0,4кВ, 1 с.ш., яч. 4 | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 3000/5 3422-06 | А | ТШЛ-0,66 | 858 | 600 | Ток первичный I |
| В | ТШЛ-0,66 | 1345 | ||||||
| С | ТШЛ-0,66 | 751 | ||||||
| Счетчик | Кл=0^ Ксч=1 31857-11 | А1805RL-P4G- DW-4 | 01220533 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 8 | ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №17/1, КТП-10/0,4 кВ №1602, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 7 | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 3000/5 3422-06 | А | ТШЛ-0,66 | 1382 | 600 | Ток первичный I |
| В | ТШЛ-0,66 | 1380 | ||||||
| С | ТШЛ-0,66 | 1351 | ||||||
| Счетчик | Кл=0^ Ксч=1 31857-11 | А1805RL-P4G- DW-4 | 01220532 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 9 | ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №16/2, КТП-10/0,4 кВ №1603, РУ -0,4кВ, 1 с.ш., яч. 5 | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06 | А | ТШЛ-0,66 | 625 | 1000 | Ток первичный I |
| В | ТШЛ-0,66 | 623 | ||||||
| С | ТШЛ-0,66 | 621 | ||||||
| Счетчик | Кл=0^ Ксч=1 31857-11 | А1805RL-P4G- DW-4 | 01226366 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 10 | ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №17/2, КТП-10/0,4 кВ №1603, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 7 | ТТ | КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06 | А | ТШЛ-0,66 | 622 | 1000 | Ток первичный I |
| В | ТШЛ-0,66 | 616 | ||||||
| С | ТШЛ-0,66 | 637 | ||||||
| Счетчик | Кл=0^ Ксч=1 31857-11 | А1805RL-P4G- DW-4 | 01226365 | 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 (Sw /8wq) электроэнергия (мощность)) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_
| SwР,% | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | К н о л | Значение cos j | для диапазона 1(5) %<Шном<20 % WP 1(5) %< WP<WP20 % | для диапазона 20 %<ШНом<100 % Wp20 % <Wp<Wp100 % | для диапазона 100%< Мном<120% Wp100 % <Wp< Wp120 % |
| 1 - 10 | 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 | ||||
| я ,% OWQ | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | К н о л | Значение cos j (sin j) | для диапазона 1(5) %<ШНом<20 % WQ1(5) %< WQ<WQ 20 % | для диапазона 20 %<Шном<100 % Wq20 %< w q< W Q100 % | для диапазона 100%< Wq100 % <Wq< Wq120 % |
| 1 - 10 | 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 I/In 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 ^2мин Д° 12макс | от 11мин до I,2 11ном |
| Напряжение переменного тока, В | от °,8^2ном до I,!5 и2ном | — |
| 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 | 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 cosj2 =0,8 инд) | от 0,2552ном до 1,052ном | |
| Мощность нагрузки ТН (при cosj2 =0,8 инд) | - | - |
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ:
| Компоненты АИИС КУЭ: | Среднее время наработки на отказ, ч |
| не менее: | |
| Трансформаторы тока ТТИ-125 | 30000 |
| Трансформаторы тока ТТЭ-100 | 30000 |
| Трансформаторы тока ТШЛ-0,66 | 400000 |
| Счетчик электроэнергии | 120000 |
| ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA | 35000 |
| Модем GSM IRZ MC52i-485GI и коммуникационное | |
| оборудование | 50000 |
| Устройство синхронизации времени УСВ-2 | 35000 |
| Сервер | 50000 |
Срок службы, лет:
Трансформаторы тока; 25
Счетчики электроэнергии; 30
Устройство синхронизации времени УСВ-2 12
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;
- 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.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
- формуляр-паспорт ПСК.2014.02. АСКУЭ .31-ПФ
- технорабочий проект ПСК .2014.02. АСКУЭ .31-ТРП
- руководство по эксплуатации на счётчики;
- паспорта на счётчики;
- формуляр УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000.ФО;
- методика поверки.
осуществляется по документу МП 57618-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровский комбикормовый завод». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» 14 марта 2014 г.
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 | Цена деления 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 | Класс точности 2,0 | |
| 4.Вольтамперфазометр | ПАРМА ВАФ-Т | Класс точности 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 | Погрешность ± 1 мкс | |
| 7. Секундомер | СОСпр-1 | От 0 до 30 мин., цена деления 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 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 «Прохоровский комбикормовый завод». Свидетельство об аттестации № 53/12-01.00272-2014 от 14.03.2014 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровский комбикормовый завод»
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».
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
