| Номер в госреестре | 68744-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Белая птица - Белгород" ПС Крейда |
| Изготовитель | АО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Белая птица - Белгород» ПС Крейда (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Белая птица - Белгород», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящая из четырех измерительных каналов.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, вторичные измерительные цепи тока и напряжения, многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 для измерения активной и реактивной энергии;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) обеспечивает синхронизацию шкалы времени ИВК, сбор информации (результаты измерений, журнал событий), обработку данных и их архивирование, хранение информации в базе данных, доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭМ.
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени (УССВ); программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ); каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации
Каналы связи между измерительно-информационными точками учета и ИВК образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
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 ИВК АИИС КУЭ).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS-485 поступает через GSM модемы в ИВК, 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 в формате XML 51070 и 80020.
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 УССВ было не более ± 1 с.
От ИВК синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по GSM связи. 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.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Альф а! ЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.07.03 |
| Цифровой идентификатор ПО: | |
| Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe | 434b3cd629aabee2c888321c997356b2 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe | fc 1 ec6f4a4af313 a00efb3af4b5e8602 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe | 0c5fc70674f0d1608352431e9dd3c85d |
| Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | 234b8084f22314cc2c22841cf6e42f40 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
| Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
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.
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт- Ксч= Красч. | 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 | ТП-1255 6/0,4кВ, РУНН-0,4кВ, 1 с.ш., КЛ 0,4 кВ №1 от ТП-1255 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт= 2000/5 № 28139-07 | А | ТТИ-125 | D16540 | 400 | Ток первичный, I | ||
| В | ТТИ-125 | D16541 | ||||||
| С | ТТИ-125 | D16528 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 64450-16 | ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 | 1107161061 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 2 | ТП-1255 6/0,4кВ, РУНН-0,4кВ, 2 с.ш., КЛ 0,4 кВ №2 от ТП-1255 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт= 2000/5 № 28139-07 | А | ТТИ-125 | D16526 | 400 | Ток первичный, I | ||
| В | ТТИ-125 | D16527 | ||||||
| С | ТТИ-125 | D16525 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 64450-16 | ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 | 1109161562 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 3 | ТП-1254 6/0,4кВ, РУНН-0,4кВ, 1 с.ш., КЛ 0,4 кВ №1 от ТП-1254 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт= 2000/5 № 28139-07 | А | ТТИ-125 | D16520 | 400 | Ток первичный, I | ||
| В | ТТИ-125 | D16519 | ||||||
| С | ТТИ-125 | D16521 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 64450-16 | ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 | 1109161522 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 4 | ТП-1254 6/0,4кВ, РУНН-0,4кВ, 2 с.ш., КЛ 0,4 кВ №2 от ТП-1254 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт= 2000/5 № 28139-07 | А | ТТИ-125 | D16524 | 400 | Ток первичный, I | ||
| В | ТТИ-125 | D16522 | ||||||
| С | ТТИ-125 | D16523 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0^/1,0 Ксч=1 № 64450-16 | ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 | 1109161508 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| Примечания: КТ - класс точности средства измерений. Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии. Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока. Допускается замена счетчиков и ТТ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 3. 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 измерения активной/ реактивной (5ш> /8Wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_
| 5wp, % | |||||||
| № ИК | КТТ т | КТтн | КТсч | Значение cosj | для диапазона 1(5) %<Мном<20 % WP1(5) %<WP<WP20 % | для диапазона 20 %<Шном<100 % Wp20 % <Wp<Wp100 % | для диапазона 100%<Шном<120% Wp100 %<Wp<Wp120% |
| 5wp,% | |||||||
| 1-4 | 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 | ||||
| 5wq,% | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение COSj | для диапазона 1(5) %<Шном<20 % WQ1(5)%<W Q<W Q20% | для диапазона 20 %<Мном<100 % W Q20%<W Q<WQ100% | для диапазона 100%<Мном<120% W Q100%<W Q<W Q120% |
| 1-4 | 0,5 | - | 1 | 0,8 | +5,7 | +3,4 | +2,9 |
| 0,5 | +4,1 | +2,7 | +2,5 | ||||
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 по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012 и ЭД.
| Таблица 4 - Условия эксплуатации А | Э У К ИИС | |
| Наименование параметров, влияющих величин | Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | |
| Счетчики | ТТ | |
| 1 | 2 | 3 |
| Сила переменного тока, А | от12мин до 12макс | от11мин до 1,2 Дном |
| Напряжение переменного тока, В | от 0,8^2ном до 1,15 и2ном | - |
| Коэффициент мощности (cos j) | от 0,5инд. до 0,8емк. | от 0,5инд. до 0,8емк. |
| Частота, Гц | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 |
| Температура окружающего воздуха по ЭД, °С | от -40 до +60 | от -40 до +55 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более | 0,5 | - |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cosj2 =0,8 инд) | - | от 0,25^2номдо 1,0^2ном |
Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| Трансформаторы тока | 30 000 |
| Счетчик электроэнергии | 165 000 |
| ИБП APC Smart-UPS RT 8000VA RM | 35 000 |
| Модем GSM и коммуникационное оборудование | 50 000 |
| Сервер | 50 000 |
| Срок службы, лет: | |
| Трансформаторы тока; | 25 |
| Счетчики электроэнергии; | 30 |
| 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 сут., на сервере, не менее, 3,5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТТИ-125 | 12 шт. |
| Счетчики электроэнергии | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 4 шт. |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ | 1 шт. |
| Сервер сбора и БД | Intel | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр | ПСК.2017.01.АСКУЭ.31-ПФ | 1 экз. |
| Технорабочий проект | ПСК .2017.01. АСКУЭ. 31-ТРП | 1 экз. |
| Методика поверки | - | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 68744-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Белая птица - Белгород» ПС Крейда. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 4 августа 2017 г. Основные средства поверки:
- прибор сравнения КНТ-03 (рег № 24719-03);
- радиочасы МИР РЧ-01 (рег № 27008-04);
- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Ресурс-ЦР2-ПТ (рег № 29470-05);
- 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 ПСЧ-4ТМ.05МК.04 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167 РЭ.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Белая птица - Белгород» ПС Крейда». Свидетельство об аттестации методики измерений № 68/12-01.00272-2017 от 07.08.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Белая птица -Белгород»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
