|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "БКХП" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 03-2016 |
| 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 | «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 Amrс.exe | fc1ec6f4a4af313a00efb3af4b5e8602 | | 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.
|
| Метрологические и 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,
№ Госреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | | 1 | ВРУ 6 кВ №1, 1сек 6 кВ, яч.1, КЛ БКХП-1 | | | | | | 2 | ВРУ 6 кВ №2, 1 сек 6кВ, яч.2, КЛ БКХП-2 | | | | | | 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 ((WР /(WQ) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
| (WР,% | | № ИК | КТТТ | КТТН | КТСЧ | Значение
cos ( | 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 | | (WQ,% | | № ИК | КТТТ | КТТН | КТСЧ | Значение
cos ( | для диапазона
1 (5)%(I/In<20%
WQ5 % (WQ(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 |
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 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | Сила переменного тока, А | отI2миндоI2макс | отI1миндо 1,2 I1ном | - | | Напряжение переменного тока, В | от 0,8U2номдо 1,15 U2ном | - | от 0,9U1 ном
до 1,1U1ном | | Коэффициент мощности
(cos φ) | 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 cos(2 =0,8 инд) | - | от 0,25S2номдо 1,0S2ном | - |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | | Мощность вторичной нагрузки ТН
(при cos(2 =0,8 инд) | - | - | от 0,25S2ном
до 1,0S2ном |
Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчик электроэнергии
ИБП APC Smart-URS 2200 VA
Модем GSM и коммуникационное оборудование
Сервер | 400 000
400 000
120 000
35000
50000
50000 | | Срок службы, лет:
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики электроэнергии
Коммуникационное и модемное оборудование | 30
30
30
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.
|
| 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 информационно-измерительная 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-UF2-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.
|
| Нормативные и технические 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
|
| Заявитель | Акционерное общество «Первая сбытовая компания» (АО «Первая сбытовая компания»)
ИНН 3123200083
Адрес: 308000, г. Белгород, ул. Князя Трубецкого, д. 37
Телефон: +7 (472) 233-47-18
Факс: +7 (472) 233-47-28
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Воронежской области» (ФБУ «Воронежский ЦСМ»)
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Станкевича, 2
Телефон (факс): +7 (473) 220-77-29
Аттестат аккредитации ФБУ «Воронежский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311949 от 03.11.2016 г.
|
