Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии филиала ООО "Бунге СНГ" в Колодезном
| Номер в ГРСИ РФ: | 39881-08 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергоучет", г.Воронеж |
| 39881-08: Описание типа СИ | Скачать | 469.8 КБ |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 39881-08 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии филиала ООО "Бунге СНГ" в Колодезном |
| Технические условия на выпуск | проект.документация ООО |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2008 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Воронежского ЦСМ |
| Адрес центра | 394018, г.Воронеж, ул.Станкевича, 2 |
| Руководитель центра | Гуров Павел Алексеевич |
| Телефон | (8*073*2) 55-06-12 |
| Факс | 52-01-35 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 34406 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 14д от 25.12.08 п.196 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Россия
394007, ул.Ленинградская, 26а, 84, Тел. (4732) 20-46-01, 42-89-81, 394007, ул.Димитрова, д.2А, оф.5, тел. (473)242-89-81
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП "Воронежского ЦСМ |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 39881-08: Описание типа СИ | Скачать | 469.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии филиала ООО «Бунге СНГ» в Колодезном (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
Функции АИИС КУЭ. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
. измерение 30-минутных приращений активной и реактивной 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);
. автоматизированный учет потерь в соответствии с алгоритмом расчета потерь;
. хранение результатов измерений в специализированной базе данных (глубина хранения не менее 3,5 лет), отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
. передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
. предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
• 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.
Электроэнергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенной линии связи поступает на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - Internet; резервный - ГТС коммутируемый) вышестоящим и внешним пользователям (Сбытовая компания - поставщик электроэнергии; ПАСУ КУ НП «Совет рынка»; ОАО «Воронежэнерго»; «СО-ЦДУ ЕЭС» Воронежское РДУ; ОАО «Воронежская энергосбытовая компания»). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.
Умножение на коэффициенты трансформации - в сервере
Состав измерительных каналов. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: АИИС состоит из 2 уровней.
1-й уровень - уровень 2-х измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) содержит в своем составе:
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТФЗМ ИОБ-IV по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5;
• измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НКФ-110 по ГОСТ 1983-2001 КТ 0,5;
• многофункциональный микропроцессорный счетчики с цифровым выходным интерфейсом RS-485 по ГОСТ 30206-94 (активная энергия) и ГОСТ 26035-83 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05.12; КТ 0,5S/l,0;
• вторичные цепи;
• преобразователь-коммутатор ПР 4-4 для интерфейсов RS-232, RS-485;
• систему обеспечения единого времени (СОЕВ) - блок синхронизации часов реального времени (БСЧРВ-011) в комплекте с GPS приемником BR-355;
• технические средства передачи данных на 2 уровень - выделенная линии связи (интерфейс RS-485).
2-й уровень — измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) содержит в своем составе:
• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении (COMPAQ Presario SR 1807CL, CPU AMD Sempron, DDR 512 Mb, Radeon Xpress 200, HDD 80Gb,CD-RW, DVD-ROM);
• источник бесперебойного питания (Smart-UPS RT, 1000VA);
• технические средства приёма-передачи данных - модемы, локальная вычислительная сеть (ЛВС), Internet (модемы ZyXEL U-336S, GSM модем SIEMENS МС 35i). Основной канал -выделенный канал связи до сети провайдера Интернет и резервный - телефонная сеть общего пользования;
• технические средства для организации ЛВС и разграничения прав доступа;
• АРМы (организованы на основе существующих рабочих мест в Филиале ООО «Бунге СНГ» в Колодезном). Количество АРМ -1 шт.
Программные средства:
• ОС Microsoft Windows ХР;
• специализированное программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ», содержащее программные модули: администратор; администратор отчетов; ручная обработка данных; диспетчерский контроль информации; контроль коррекции времени; ручное редактирование данных; формирование отчетных документов и информационного обмена с субъектами ОРЭ;
. ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».
Организация системного времени. СОЕВ состоит из блока коррекции времени счетчиков БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355, установленном на энергообъекте. GPS приемник BR-355 располагается на ПС 110/10 кВ Заводская (на улице), с внешней стороны ОПУ. Блок БСЧРВ-011 обеспечивает коррекцию времени в счетчиках один раз в сутки от GPS приемника. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком БСЧРВ-011 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени в счетчиках в течение текущих сутки от счетчика Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ осуществляется от счетчика каждые 30 минут.
Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечить при этом погрешность измерения времени в электросчётчиках не более ±5 с.
В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.
Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 1 и 2, которые содержат перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Таблица 1 - Перечень ИК коммерческого учета АИИС и их состав
|
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт •Ктн ■Кеч |
Наименование измеряемой величины | |||||
|
Xs ИК код ОАО 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 | ||
|
Филиал ЭОО «Бунге СНГ» в Колодезном |
№_________ |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учёта электроэнергии Филиала ООО «Бунге СНГ» в Колодезном |
№01 |
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
1 362070018214101 |
ПС 110/10 кВ Заводская Ввод Т-1 i_______________ .. .. |
ТТ |
КТ=0,5 Кп=200/5 № 26422-04 |
А |
ТФЗМ 110Б-1V |
10929 |
44000 1____________________________________________________________________________________________________. |
Ток первичный, I, |
|
В |
ТФЗМ ПОБ-IV |
10663 | ||||||
|
С |
ТФЗМ ПОБ-IV |
10723 | ||||||
|
TH |
КТ=0,5 Ктн= 110000/100 № 26452-04 |
А |
НКФ-110 |
41881 |
Напряжение первичное, U! | |||
|
В |
НКФ-110 |
41868 | ||||||
|
С |
НКФ-110 |
41525 | ||||||
|
Счетчик |
KT=0,5S/l Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч |
ПСЧ-4ТМ.05.12 |
304080088 |
Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
2 362070018214101 |
ПС 110/10 кВ Заводская Ввод Т-2 |
ТТ |
КТ=0,5 Кп=200/5 № 26422-04 |
А |
ТФЗМ ПОБ-IV |
10685 |
44000 |
Ток первичный, Б |
|
В |
ТФЗМ ПОБ-IV |
10998 | ||||||
|
С |
ТФЗМ ПОБ-IV |
11001 | ||||||
|
TH |
КТ=0,5 Ктн= 110000/100 № 26452-04 |
А |
НКФ-110 |
41865 |
Напряжение первичное, U, | |||
|
В |
НКФ-110 |
41870 | ||||||
|
С |
НКФ-110 |
41527 | ||||||
|
Счетчик |
KT=0,5S/l Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч |
ПСЧ-4ТМ.05.12 |
304082828 |
Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, W? Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 2- Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Примечания |
|
1 |
2 |
3 |
|
Количество ИК коммерческого учета. |
1 |
- |
|
Номинальное напряжение на вводах системы, В |
110000 |
ИК № 1,2 |
|
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А |
200 |
ИК№ 1,2 |
|
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при coscp2=0,8 инл), В-А |
30 |
ИК№ 1,2 |
|
Мощность нагрузки TH (при cos<p2=0,8 ннд), В-А |
400 |
ИК № 1,2 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации ИК № 1 АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95___________________________________________
|
8 wp,% | |||||||
|
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение COS ф |
для диапазонов 5 %<1/1п<20% Wp 5 Wp<Wp 20 % |
для диапазонов 20%<1/1п<100% Wp20 % ^Wp<WpiOO % |
для диапазонов 100%< 1/1п<120% Wp]Q0%<Wp< Wp|20% |
|
1,2 |
0,5 |
0,5 |
0,5s |
1,0 |
±23 |
±1,5 |
±13 |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,0 |
±1,7 | ||||
|
0,5 |
±5,7 |
±33 |
±2,7 | ||||
|
8 wo 5 °/° | |||||||
|
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos <р (sin q>) |
для диапазонов 5%<1/1п<20% Wq 5 % Wq< Wq 20 % |
для диапазонов 20°/о<1/1п<100% Wq 20%<Wq<Wq 100% |
для диапазонов 100%< !/1п<120% Wq ioo%<Wq< Wq]20% |
|
1,2 |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
0,8(0,6) |
±53 |
±3,1 |
±2,5 |
|
0,5(0,87) |
±3,6 |
±2,3 |
±2,1 | ||||
|
0,5(0,87) |
±5,4 |
±3,1 |
±2,5 | ||||
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут ± 5
Обозначения: 1/1п - значение первичного тока в сети в % от номинального
Wps %(Wqs »/о), Wp2o% (Wq2o %), Wpioo %(Wqjoo%), Wp12o %(Wqi2o%) - значения электроэнергии при I/In=5 %, 20%, 100%, 120%
Таблица 4-Условия эксплуатации
|
Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин |
Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала | ||
|
Счетчики |
тт |
TH | |
|
Сила переменного тока, А |
А мин ~ Л макс |
7 _ 1 9 J *1мин 21ном |
- |
|
Напряжение переменного тока, В |
0,9(/2иом _ 14 б^ном |
- |
0,9(71ном- 1,1 (/1 „0„ |
|
Коэффициент мощности (cos <р) |
0,5 ина -1,0- 0,8 емк |
0,8инл.-1,0 |
0,8 и„а-1,0 |
|
Частота, Гц |
47,5 - 52,5 |
47,5 - 52,5 |
47,5 -52,5 |
|
Температура окружающего воздуха, °C -По ЭД - Реальные |
От минус 40 до плюс 55 От минус 5 до плюс 35 |
От минус 40 до плюс 60 От минус 30 до плюс 35 |
От минус 40 до плюс 60 От минус 30 до плюс 35 |
|
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл |
Не более 0,5 |
- |
- |
|
Мощность вторичной нагрузки TT (при cosq>2=0,8 инл) |
— |
0,25.$2ном _ 1,052ном |
— |
|
Мощность нагрузки TH (при cos<p2=0,8 ина) |
— |
- |
0,255НОМ - 1,0$„ом |
Надежность применяемых в системе компонентов.
Для трансформаторов тока:
• среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч,
• срок службы, не менее 25 лет
Для трансформаторов напряжения:
• среднее время наработки на отказ не менее 40000 ч,
• срок службы, не менее 25 лет
Для счётчиков электроэнергии:
• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,
• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;
• срок службы, не менее 30 лет
Для сервера:
• коэффициент готовности не менее 0,99,
• среднее время наработки на отказ не менее 40000 ч,
• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Для СОЕВ:
• коэффициент готовности не менее 0,95,
• среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;
• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет
Для каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):
• коэффициент готовности не менее 0,95,
• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Для каналов передачи данных:
• коэффициент готовности не менее 0,95,
• скорость передачи данных 9600 бит/с.
Для блока синхронизации часов реального времени (БСЧРВ-011):
• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,
• среднее время восстановления работоспособности не более 0,5 ч;
• срок службы, не менее 25 лет
Надежность системных решений:
• резервирование питания счетчика;
• наличие резервного сервера с резервной базой данных;
• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событии: в журнале событий счётчика:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике
Регистрация событии: в журнале событий сервера:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в сервере.
Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;
• электросчётчика;
• промежуточных клеммников вторичных цепей;
• сервера
Защита информации на программном уровне:
• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
• установка пароля на счетчик;
• установка пароля на сервере;
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии филиала ООО «Бунге СНГ» в Колодезном.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии филиала ООО «Бунге СНГ» в Колодезном. Методика поверки», утвержденным ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2008 г.
Таблица 5 - Перечень эталонов и вспомогательных средств, применяемых при проверке АИИС КУЭ
|
Наименование эталонов, вспомогательных СИ |
Тип |
Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) |
Цель использования | |
|
1 |
2 |
3 |
4 | |
|
1.Термометр |
ТП 22 |
ЦД 1 °C в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °C |
Контроль температуры окружающей среды | |
|
2. Барометр-анероид |
БАММ 1 |
Атм. давление 80-106 кПа Отн. погрешность ± 5% |
Контроль атмосферного давления | |
|
3. Психрометр |
М-4М |
КТ 2,0 |
Контроль относительной влажности | |
|
4 Миллитесламетр |
МПМ-2 |
ПГ 7,5 % |
Измерение напряженности магнитного поля | |
|
5. Измеритель показателей качества электрической энергии |
Ресурсам |
КТ 0,2 (напряжение гармоник) |
Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 | |
|
б.Вольтамперфазометр |
ПАРМА ВАФ-Т |
КТ 0,5 Напряжение 0-460 В Ток 0-6 А Частота 45-65 Гц Фазовый угол от минус 180 до 180 град. |
Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током | |
|
7. Прибор сравнения |
КНТ-03 |
1,999 В А; 19,99 БА; 199,9 ВА |
ПГ ±0,003 ВА ПГ ±0,03 ВА ПГ ±0,3 ВА |
Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ |
|
8.Радиоприемник |
Любой тип |
Использование сигнала точного времени | ||
|
9. Секундомер |
СОСпр-1 |
0-30 мин., ЦД 0,1 с |
При определении погрешности хода системных часов | |
|
10. Переносной компьютер (ноутбук) |
Для непосредственного считывания информации со счетчиков | |||
|
11. Устройство сопряжения оптическое |
УСО-2 |
Преобразователь сигналов для считывания информации со счетчиков через оптический порт | ||
|
12 . ПО: «Энфорс АСКУЭ», ПО «КонфигураторСЭТ-4ТМ» |
Тестовые файлы, пусконаладочные, настроечные, диагностические работы по проверке функционирования счетчиков, УСПД, АИИС в целом. | |||
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми MX.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
. ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
. TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
• Счетчики ПСЧ 4ТМ.05- по методике поверке ИЛГШ.411152.126 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
Межповерочный интервал АИИС КУЭ - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,
ГОСТ Р 8.596-002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Технорабочий проект Автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии филиала ООО «Бунге СНГ» в Колодезном НСЛГ.466645.014 РП
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии филиала ООО «Бунге СНГ» в Колодезном, заводской номер 01, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.
Смотрите также
