Номер по Госреестру СИ: 57617-14
57617-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Прохоровские комбикорма"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровские комбикорма» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ООО «Прохоровские комбикорма», 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).
Программное обеспечение
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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Нормативные и технические документы
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 57617-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Прохоровские комбикорма». 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 |
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 В-А; 19,99 В-А; 199,9 В-А |
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 многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа А1805RL-P4G-DW-4 в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.
Изготовитель
ОАО «Первая сбытовая компания»
Адрес: 308000, г. Белгород, ул. Князя Трубецкого, д. 37 Тел/факс 8 (4722) 30-45-86, факс (4722) 58-15-02
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Воронежский ЦСМ» 394018, г. Воронеж, ул. Станкевича, 2.
тел./факс 8 (473) 220-77-29
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
Лист № 2 Всего листов 8 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 - четыре измерительно-информационные точки учета:
-
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТШЛ-0,66 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 A1805RL-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 МС52р 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.
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
-
- формуляр-паспорт ПСК.2014.03. АСКУЭ .31-ПФ
-
- технорабочий проект ПСК .2014.03. АСКУЭ .31-ТРП
-
- руководство по эксплуатации на счётчики;
-
- паспорта на счётчики;
-
- формуляр УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000.ФО;
-
- методика поверки.
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 №20, КТП-10/0,4 кВ №2001, РУ - 0,4 кВ, 1 с.ш., яч. 4 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
1446 |
1000 |
Ток первичный I |
В |
ТШЛ-0,66 |
579 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
75 | ||||||
Счетчик |
Кл=0^ Ксч=1 31857-11 |
А1805RL-P4G- DW-4 |
01261195 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
2 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №21, КТП-10/0,4 кВ №2001, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 6 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 5000/5 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
1454 |
1000 |
Ток первичный I |
В |
ТШЛ-0,66 |
581 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
1334 | ||||||
Счетчик |
Кл=0^ Ксч=1 31857-11 |
А1805RL-P4G- DW-4 |
01261196 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
3 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №20/1, КТП-10/0,4 кВ №2002, РУ -0,4кВ, 1 с.ш., яч. 4 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 4000/5 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
1471 |
800 |
Ток первичный I |
В |
ТШЛ-0,66 |
1034 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
1035 | ||||||
Счетчик |
Кл=0^ Ксч=1 31857-11 |
А1805RL-P4G- DW-4 |
01261194 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
4 |
ПС 110 кВ «Александровка» (110/35/10кВ), КЛ-10 кВ №21/1, КТП-10/0,4 кВ №2002, РУ -0,4кВ, 2 с.ш., яч. 6 |
ТТ |
КТ=0,5 Ктт= 4000/5 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
1476 |
800 |
Ток первичный I |
В |
ТШЛ-0,66 |
1472 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
21 | ||||||
Счетчик |
Кл=0^ Ксч=1 31857-11 |
А1805RL-P4G- DW-4 |
01261193 |
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 (dWP /3wq) электроэнергия (мощность)) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
3wp,% | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos j |
для диапазона 1(5) %£1/1ном<20 % WP 1(5) %£ Wp<Wp20 % |
для диапазона 20 %£1/1ном<100 % Wp20 % £Wp<Wp100 % |
для диапазона 100%£ 1/1ном£120% Wp100 % £Wp£ Wp120 % |
1 - 4 |
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 | ||||
3 ,% WQ | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos j (sin j) |
для диапазона 1(5) %£1/1ном<20 % WQ1(5) %£ WQ<WQ 20 % |
для диапазона 20 %£1/1ном<100 % WQ20 %£ W Q<W Q100 % |
для диапазона 100%£ 1/1ном£120% WQ100 % £WQ£ WQ120 % |
1 - 4 |
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 Амин до Амакс |
от Амин до 1,2 А ном |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8^2ном до 1,15 ^Аном |
- |
Коэффициент мощности (cos ф) |
0,5инд; 1,0; 0,8» |
0.8....; 1,0 |
Частота, Гц |
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 |
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) |
- |
- |
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ:
Компоненты АИИС КУЭ: Среднее время наработки на отказ, ч,
не менее :
Трансформаторы тока 400000
Счетчик электроэнергии 120000
ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA
Модем GSM IRZ MC52i-485GI и коммуникационное
Устройство синхронизации времени УСВ-2
Срок службы, лет:
Устройство синхронизации времени УСВ-2
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.