Номер по Госреестру СИ: 52382-13
52382-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Брянский бройлер"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
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).
Поверка
Поверкаосуществляется 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 В-А; 19,99 В-А; 199,9 В^А |
ПГ ±0,003 1ГА ПГ ±0,03 1ГА ПГ ±0,3 1ГА |
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.
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 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, ZyXEL U-336E Plus, GSM-модемы Crnterion MC-35i);
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 |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) |
Amrserver.exe |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Атгс.ехе | |
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe | |
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll | |
Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 |
encryptdll.dll | |
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
12.05.01.01 |
22262052A42D978C9C 72F6A90F124841 |
MD5 |
AF098D3FF2EA2D0087 D227D17377048B | ||
E8CD05CA288E12F636 93A92317AF6237 | ||
58DE888254243CAA47 AFB6D120A8197E | ||
0939CE05295FBCBBB A400EEAE8D0572C | ||
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 .
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.
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^ Ктт= 200/5 № 26813-06 |
А |
ТРГ-110 II* |
5502 |
44000 |
Ток первичный I1 | |
В |
ТРГ-110 II* |
5503 | ||||||
ПС 110 кВ |
С |
ТРГ-110 II* |
5504 | |||||
ТН |
КТ=0,2 Ктн=110000/.3 /100/.3 № 41794-09 |
А |
ЗНГ |
423 |
Напряжение первичное U1 | |||
«Пильшино» |
В |
ЗНГ |
424 | |||||
110 кВ «Ввод Т1» |
С |
ЗНГ |
425 | |||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=1 № 31857-11 |
A1805RAL-P4-GB- DW-4 |
01248882 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
2 |
ТТ |
CT=0,2S Ктт= 200/5 № 26813-06 |
А |
ТРГ-110 II* |
5495 |
44000 |
Ток первичный I1 | |
В |
ТРГ-110 II* |
5494 | ||||||
ПС 110 кВ |
С |
ТРГ-110 II* |
5493 | |||||
ТН |
КТ=0,2 Ктн=110000/.3 /100/.3 № 41794-09 |
А |
ЗНГ |
434 |
Напряжение первичное U1 | |||
«Пильшино» |
В |
ЗНГ |
433 | |||||
110 кВ «Ввод Т2» |
С |
ЗНГ |
432 | |||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=1 № 31857-11 |
A1805RAL-P4-GB- DW-4 |
01248883 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
3 |
ТТ |
CT=0,2S Ктт= 200/5 № 26813-06 |
А |
ТРГ-110 II* |
5499 |
44000 |
Ток первичный I1 | |
В |
ТРГ-110 II* |
5500 | ||||||
С |
ТРГ-110 II* |
5501 | ||||||
ТН |
КТ=0,2 Ктн=110000/.3 /100/.3 № 41794-09 |
А |
ЗНГ |
428 |
Напряжение первичное U1 | |||
пс 110 кВ |
В |
ЗНГ |
426 | |||||
кВ «Ввод Т1» |
С |
ЗНГ |
427 | |||||
Счетчик |
КТ=0^ Ксч=1 № 31857-11 |
A1805RAL-P4-GB- DW-4 |
01248884 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
4 |
ПС 110 кВ «Уручье» 110 кВ «Ввод Т2» |
ТТ |
KT=0,2S Ктт= 200/5 № 26813-06 |
А |
ТРГ-110 II* |
5498 |
44 000 |
Ток первичный I1 |
В |
ТРГ-110 II |
5497 | ||||||
С |
ТРГ-110 II* |
5496 | ||||||
ТН |
КТ=0,2 Кти=10000/^3/ 100/^3 № 41794-09 |
А |
ЗНГ |
429 |
Напряжение первичное U1 | |||
В |
ЗНГ |
430 | ||||||
С |
ЗНГ |
431 | ||||||
Счетчик |
KT=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 (5W /5Wq) электроэнергия (мощность) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
5wp,% | ||||||||
№ ИК |
КТтт |
КТТН |
КТсч |
Значение cos j |
для диапазона 1 %£Ином<5 % Wp 5 %£ Wp<Wp 20 % |
для диапазона 5 %<ITIHOM<20 % Wp 5 %£ Wp<Wp 20 % |
для диапазона 20 %£Т/Тиом<100 % WP20 % £WP<WP100 % |
для диапазона 100%£ Т/Гиом£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 %£Ином<5 % WQ 1 %£ WQ<WQ 20 % |
для диапазона 5 '’/о^Лном^ % WQ 5 %< WQ<WQ 20 % |
для диапазона 20 %£Т/Тиом<100 % WQ20 %<WQ<WQ100 % |
для диапазона 100%£ Т/Гиом£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.
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
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 —2мин до Амакс |
от Амин до 1,2 Аном |
- |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8^2ном до 1,15 и2ном |
— |
от 0,9 ^1 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 0,25»$2ном до 1,0$2ном | ||
Мощность нагрузки ТН (при cosj2 =0,8 инд) |
— |
— |
от 0,25»$2ном до 1,052ном |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электроэнергии.
Компоненты АИИС:
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
1000000
1000000
90000
35000
50000
50000
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
Срок службы, лет: Трансформаторы тока;
Устройство синхронизации системного времени
yCCB-35HVS
Коммуникационное и модемное оборудование
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.