| Номер в госреестре | 70694-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Монокристалл" ПС Северная |
| Изготовитель | АО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Монокристалл» ПС Северная (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям АО «Монокристалл», 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 двух измерительных каналов.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, 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 измеренном количестве 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 У^В 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 | 15.07.05 |
| Цифровой идентификатор ПО: | |
| Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe | ce2b447cfcb76160060203aa8a885446 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe | d29dfd29ae56dc46e62dceb6cf28e8af |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe | 0c5fc70674f0d1608352431e9dd3c85d |
| Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | 72a27e58b24051c6f69544afd036eb92 |
| 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- Ктн- 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 | ПС Северная 110/10/6кВ, ЗРУ-10кВ,1 сш., яч.25, КЛ 10кВ Ф-119 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,2в Ктт= 600/5 № 51623-12 | А | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 01750-15 | 12000 | Ток первичный I | ||
| В | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 01744-15 | ||||||
| С | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 01901-15 | ||||||
| ТН | КТтн=0,2 Ктн=10000/100 № 55024-13 | А | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 | 04752-14 | Напряжение первичное U | |||
| В | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 | 04753-14 | ||||||
| С | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 | 04754-14 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,2б/0,5 Ксч=1 № 36697-17 | СЭТ-4ТМ.03М | 080417639 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| 2 | ПС Северная 110/10/6кВ, ЗРУ-10кВ,2 сш.,яч.33, КЛ 10кВ Ф-122 | |||||||
| ТТ | КТтт= 0,2s Ктт= 600/5 № 51623-12 | А | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 44054-12 | 12000 | Ток первичный I | ||
| В | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 44012-12 | ||||||
| С | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 44425-12 | ||||||
| ТН | КТтн=0,2 Ктн=10000/100 № 55024-13 | А | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 | 05116-14 | Напряжение первичное U | |||
| В | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 | 05117-14 | ||||||
| С | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 | 05115-14 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0^/0,5 Ксч=1 № 36697-17 | СЭТ-4ТМ.03М | 080417841 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| Примечания: КТ - класс точности средства измерений. Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии. Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока. Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения. Допускается замена счетчиков, ТТ и ТН 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 (5Wp /8Wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_
| Swp,% | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cos j | для диапазона 1 (5)%<I/In<20% Wp5 %< Wp<Wp20 % | для диапазона 20%<I/In<100% Wp20 % <Wp<Wp100 % | для диапазона 100%< I/In<120% Wp100 % <Wp< Wp120 % |
| 1-2 | 0,2s | 0,2 | 0,2s | 1,0 | ±0,91 | ±0,56 | ±0,43 |
| 0,8 | ±1,18 | ±0,73 | ±0,57 | ||||
| 0,5 | ±1,86 | ±1,1 | ±0,86 | ||||
| SwQ,% | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cos j | для диапазона 1 (5)%<I/In<20% w Q5 % <w q<WQ20 % | для диапазона 20%<I/In<100% wQ20 % <wq<Wq 100 % | для диапазона 100%< I/In<120% WQ100 % <Wq< Wq120% |
| 1-2 | 0,2s | 0,2 | 0,5 | 0,8 | ±1,67 | ±0,89 | ±0,89 |
| 0,5 | ±1,31 | ±0,86 | ±0,86 | ||||
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;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 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 АИИС КУЭ
| Наименование параметров, влияющих величин | Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | ||
| Счетчики | ТТ | ТН | |
| Сила переменного тока, А | от -^2мин до 12макс | от Дмин до 1,2 -Аном | - |
| Напряжение переменного тока, В | от 0,8^2ном до 1,15 и2ном | - | от 0,9U1 ном до 1,1 и1ном |
| Коэффициент мощности (cos ф) | от 0,5инд. до 0,8емк. | 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 | от 47,5 до 52,5 |
| Температура окружающего воздуха по ЭД, °С | от -40 до +60 | от -40 до +55 | от -50 до +45 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более | 0,5 | - | - |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COs j2 =0,8инд) | - | от 0,251?2ном до 1,0^2ном | - |
| Мощность вторичной нагрузки ТН (при cos j2 =0,8инд) | - | - | от 0,25^2ном до 1,0^2ном |
| Наименование характеристики | Значение |
| Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| Трансформаторы тока | 400 000 |
| Трансформаторы напряжения | 400 000 |
| Счетчик электроэнергии | 120 000 |
| ИБП APC Smart-URS 2200 VA | 35000 |
| Модем GSM и коммуникационное оборудование | 50000 |
| Сервер | 50000 |
| Срок службы, лет: | |
| Трансформаторы тока | 30 |
| Трансформаторы напряжения | 30 |
| 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 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10-21 (рег. номер 51623-12) | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 (рег. номер 55024-13) | 6 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электроэнергии | СЭТ-4ТМ.03М (рег. номер 36697-17) | 2 шт. |
| Паспорт-формуляр | ПСК.2018.01.АСКУЭ.31-ПФ | 1 экз. |
| Технорабочий проект | ПСК.2018.01.АСКУЭ.31-ТРП | 1 экз. |
| Методика поверки | - | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 70694-18 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Монокристалл» ПС Северная. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 15 января 2018 г.
Основные средства поверки:
- прибор сравнения КНТ-03 (регистрационный № 24719-03);
- радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный № 27008-04);
- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Ресурс-Ц^-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 СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145 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 АО «Монокристалл» ПС Северная». Свидетельство об аттестации методики измерений № 69/12-01.00272-2018 от 15.01.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Монокристалл» ПС Северная
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
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
