Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «БКХП» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям АО «БКХП», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Описание
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 коммуникационных, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени (УССВ); автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
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.
Программное обеспечение
Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» установлено на сервере.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Альф аТ 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 |
ПО ИК АИИС КУЭ, не влияет на метрологические характеристики указанные в таблице 3. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
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- Ктн- Ксч= Красч. | Наименование, измеряемой величины |
| № ИК | Наименование обекта учета, диспетчерское наименовние присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 1 | ВРУ 6 кВ №1, 1сек 6 кВ, яч.1, КЛ БКХП-1 | | | | |
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт= 600/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | 6707 | 7200 | Ток первичный I |
| В | - | - |
| С | ТПОЛ-10 | 6700 |
| ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 | А | НТМИ-6- 66У3 | ТП88 | Напряжение первичное U |
| В | НТМИ-6- 66У3 | ТП88 |
| С | НТМИ-6- 66У3 | ТП88 |
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ- 4ТМ.05М | 609110388 | Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 2 | ВРУ 6 кВ №2, 1 сек 6кВ, яч.2, КЛ БКХП-2 | | | | |
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт=600/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | 21136 | 7200 | Ток первичный I |
| В | - | - |
| С | ТПОЛ-10 | 20295 |
| ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 | А | НТМИ-6- 66У3 | 00088 | Напряжение первичное U |
| В | НТМИ-6- 66У3 | 00088 |
| С | НТМИ-6- 66У3 | 00088 |
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ- 4ТМ.05М | 605110159 | 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 (5wi> /5wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_
| 5wP,% |
| № 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 | 0,5 | 0,5 | 0,5s | 1,0 | ±1,68 | ±1,06 | ±0,9 |
| 0,8 | ±2,16 | ±1,30 | ±1,07 |
| 0,5 | ±2,64 | ±1,54 | ±1,24 |
| 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 | 0,5 | 0,5 | 1 | 0,8 | ±2,51 | ±1,43 | ±1,12 |
| 0,5 | ±1,03 | ±0,97 | ±0,86 |
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального; Wpi(5) %(Wqi(5)) -Wpi20 %(Wqi20 %) - 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 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Сила переменного тока, А | от—2миндо—2макс | °т/1миндо 1,2 —1ном | - |
| Напряжение переменного тока, В | от 0,8^2номдо 1,15 и2ном | - | от 0,9U1 ном до 1,1 и1ном |
| 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 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 COsj2 =0,8 инд) | - | от 0,255<2номдо 1,0^2ном | - |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Мощность вторичной нагрузки ТН (при COSj2 =0,8 инд) | - | - | от 0,25$2ном до 1,0^2ном |
Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ
| 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.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| трансформатор тока | ТПОЛ-10 (рег. номер 1261-08) | 4 шт. |
| трансформатор напряжения | НТМИ-6-66У3 (рег. номер 2611-70) | 2 шт. |
| счетчик электроэнергии | ПСЧ-4ТМ.05М (рег. номер 36355-07) | 2 шт. |
| паспорт-формуляр | ПСК.2016.03.АСКУЭ.31-ПФ | 1 экз. |
| технорабочий проект | ПСК.2016.03.АСКУЭ.31-ТРП | 1 экз. |
| руководства по эксплуатации на счётчики | ИЛГШ.411152.146 РЭ | 1 экз. |
| паспорта на счётчики | 411152.146 ФО | 2 экз. |
| методика поверки | | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 67735-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АО «БКХП». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 30 марта 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-иР2-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.05М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.146РЭ;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ в виде оттиска поверительного клейма.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «БКХП»». Свидетельство
об аттестации методики измерений № 67/12-01.00272-2017 от 30.03.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «БКХП»
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
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "БКХП"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "БКХП"")
67735-17: Методика поверкиСкачать9.2 Мб