Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Первая сбытовая компания" для энергоснабжения ОАО "Стройматериалы"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 13д от 24.12.09 п.13
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 38163
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям АО «Стройматериалы», 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 трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящая из пяти измерительных каналов.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру;

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер), автоматизированное рабочее месте, каналообразующую аппаратура, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Каналы связи между измерительно-информационными точками учета, ИВКЭ 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 1, 2 и 3 измерительных каналов по интерфейсу RS-485 поступает через GSM-модемы в УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков 4 и 5 измерительных каналов по интерфейсу RS-485 по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, 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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая проводит синхронизацию часов от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.

УСПД, с периодом в 30 мин, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.

От УСПД синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по проводным линиям связи и GSM-модемам, а так же часы ИВК 1 раз в сутки при сборе информации по GSM связи. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем на ±1 с, производится коррекция часов счетчиков и ИВК.

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

«АльфаЦЕНТР»

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 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

ПС "Донец" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 3 СШ, яч. 16, КЛ 6 кВ БКСМ

УСПД № 37288-08

RTU-325

004875

9600

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТТ

КТтт=0,5 Ктт=800/5 № 32139-06

А

ТОЛ СЭЩ-10

10182

Ток первичный, I

В

ТОЛ СЭЩ-10

10386

С

ТОЛ СЭЩ-10

10392

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05

А

В

С

НАМИ-10 УХЛ2

973

Напряжение первичное, U

Счетчик

КТсч=0,58/1,0

Ксч =1 №36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0605110180

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

1

2

3

4

5

6

7

2

ПС "Донец" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 1 СШ, яч. 5, КЛ 6 кВ БКСМ-резерв

УСПД № 37288-08

RTU-325

004875

9600

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТТ

КТтт = 0,5 Ктт = 800/5 № 32139-06

А

ТОЛ СЭЩ-10

10404

Ток первичный, I

В

ТОЛ СЭЩ-10

10406

С

ТОЛ СЭЩ-10

10246

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05

А

В

С

НАМИ-10 УХЛ2

926

Напряжение первичное, U

Счетчик

КТсч=0,58/1,0

Ксч =1 №36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0603090065

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

3

ЩС 0,4кВ ГСК №70

УСПД № 37288-08

RTU-325

004875

1

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

к

о и

KTc4=0,5S/1,0

Ксч =1 № 30784-05

ПСЧ-3ТМ.05

0512080340

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

1

2

3

4

5

6

7

4

ПС "Белгород" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 1 СШ, яч.

122, КЛ 6 кВ КСМ-2

УСПД № 37288-08

RTU-325

004875

3600

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТТ

КТтт = 0,5 Ктт = 300/5 № 7069-02

А

ТОЛ-10

39992

Ток первичный, I

В

-

-

С

ТОЛ-10

3736

ТН

КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 17158-98

А

НОМ-6-77

4956

Напряжение первичное, U

В

НОМ-6-77

41553

С

НОМ-6-77

4961

W К (Т

о (Т и

КТсч=0,58/1,0

Ксч =1 №36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0607080023

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

5

ПС "Белгород" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 3 СШ, яч.

313, КЛ 6 кВ КСМ-1

УСПД № 37288-08

RTU-325

004875

9600

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТТ

КТтт = 0,5 Ктт = 800/5 № 15128-07

А

ТОЛ-10-

I-8

7457

Ток первичный, I

В

ТОЛ-10-

I-8

7452

С

ТОЛ-10-

I-8

7456

ТН

КТтн = 0,5 Ктн=6000/100 № 38394-08

А

В

С

НАЛИ-СЭЩ-6-4

00187-11

Напряжение первичное, U

W К (Т

о (Т и

КТсч=0,58/1,0

Ксч =1 №36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0612097450

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, ТН и УСПД 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 Z5Wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

5wp,%

ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф

для диапазона 1 (5)%<IZIn<20% W P5 %< W P<W P20 %

для диапазона 20%<IZIn<100% Wp20 % <Wp<Wp100 %

для диапазона

100%< I/In<120%

Wp100 % <Wp< Wp120 %

1, 2,

4, 5

0,5

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

3

-

-

0,5s

1,0

±1,3

±1,3

±1,3

0,8

±1,6

±1,6

±1,6

0,5

±2,1

±2,1

±2,1

5wq,%

ИК

КТТТ

КТтн

КТСЧ

Значение cos ф

для диапазона

1 (5)%<IZIn<20%

W Q5 % <W q<W Q20 %

для диапазона 20%<IZIn<100%

W Q20 % <W q<W q 100 %

для диапазона 100%< I/In<120% Wq100 % <Wq< Wq120%

1, 2

4, 5

0,5

0,5

1,0

0,8

±5,7

±3,4

±2,9

0,5

±4,1

±2,7

±2,5

3

-

-

1,0

0,8

±3,7

±2,4

±2,3

0,5

±3,2

±2,3

±2,3

IZIn - значение первичного тока в сети в процентах от номинального; WP1(5) %(WQ1(5)) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении IZIn 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;

- УСПД RTU-325 по ДЯИМ.466215.001РЭ.

Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Наименование параметров, влияющих величин

Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала

Счетчики

ТТ

ТН

УСПД

1

2

3

4

5

Сила переменного тока, А

отI2миндо12макс

от 11миндо 1,2 11ном

-

-

Напряжение переменного тока, В

от 0,8 U2номдо

1,15 U2ном

-

от 0,9 U1 ном до 1,1 U1ном

от 85 до 264

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

от 0 до +70

1

2

3

4

5

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более

0,5

-

-

-

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COS92=0,8 инд)

-

от 0,25 S2номДО

1,0 S2ном

-

-

Мощность вторичной нагрузки ТН (при COS92 =0,8 инд)

-

-

от 0,25 S2ном до 1,0 S2ном

-

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

140 000

УСПД RTU-325

100000

ИБП APC Smart-URS 2200 VA

35000

Модем GSM и коммуникационное оборудование

50000

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-35HVS

44000

Сервер

50000

Срок службы, лет:

Трансформаторы тока

30

Трансформаторы напряжения

30

Счетчики электроэнергии

30

УСПД RTU-325

30

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-35HVS

10

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, УСПД, сервере;

- защищенность применяемых компонентов.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей;

- УСПД;

- сервера.

Защита информации на программном уровне:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД, 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

ТОЛ СЭЩ-10 (рег. номер 32139-06)

6 шт.

трансформатор тока

ТОЛ-10 (рег. номер 7069-02)

2 шт.

трансформатор тока

ТОЛ-10-1-8 (рег. номер 15128-07)

3 шт.

трансформатор напряжения

НАМИ-10 УХЛ2 (рег. номер 20186-05)

2 шт.

трансформатор напряжения

НОМ-6-77 (рег. номер 17158-98)

3 шт.

трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ-6-4 (рег. номер 38394-08)

1 шт.

счетчик электроэнергии

ПСЧ-4ТМ.05М (рег. номер 36355-07)

4 шт.

счетчик электроэнергии

ПСЧ-3ТМ.05 (рег. номер 30784-05)

1 шт.

паспорт-формуляр

ЭБЦ.425210.013.ФП

1 экз.

технорабочий проект

ЭБЦ.425210.013

1 экз.

руководства по эксплуатации на счётчики ПСЧ-4ТМ.05М

ИЛГШ.411152.146 РЭ

1 экз.

руководства по эксплуатации на счётчики ПСЧ-3ТМ.05

ИЛГШ.411152.138 РЭ

1 экз.

паспорта на счётчики ПСЧ-4ТМ.05М

ИГЛШ.411152.146 ФО

4 экз.

паспорта на счётчики ПСЧ-3ТМ.05

ИЛГШ.411152.137 ФО

1 экз.

руководство по эксплуатации

на устройство сбора

и передачи данных (УСПД) RTU-325

ДИЯМ.466215.001 РЭ

1 экз.

паспорт-формуляр RTU-325

ДИЯМ.466215.001 ФО

1 экз.

методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 42985-09 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы». Методика поверки» с изменением №1, утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 26 июня 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;

- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-3ТМ.05 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.138 РЭ;

- средства поверки УСПД RTU-325 по методике поверки ДЯИМ.466453.005 МП.

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 выполнения измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы»». Свидетельство об аттестации методики измерений № 12/1908-2009 от 14.08.2009 г.

Нормативные документы

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».

Развернуть полное описание