Назначение
Каналы измерительно - информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал» (далее по тексту - ИИК АИИС КУЭ) предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал» (регистрационный № 41950-09).
Описание
ИИК АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
Первый уровень - информационно-измерительные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 5S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа (счетчики) класса точности 0,5 S (в части активной электроэнергии) и 1,0 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных (СБД) ООО «Краснодар Водоканал», СБД ООО «МАРЭМ+», аппаратуру передачи данных, внутренних и внешних каналов связи, устройство синхронизации времени, автоматизированные рабочие места.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах.
Информационный обмен между уровнями осуществляется по радиоканалу стандарта GSM регионального оператора сотовой связи. Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает в СБД ООО «Краснодар Водоканал» (установленный в административном здании
ООО «Краснодар Водоканал»), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Далее СБД ООО «Краснодар Водоканал», по каналам сотовой связи, через интернет-провайдер передаёт данные на сервер ООО «МАРЭМ+» г. Москва и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии.
Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД по внешним каналам связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу телефонной сети связи общего пользования (ТфССОП).
Синхронизация часов в счетчиках с единым календарным временем выполняется системой обеспечения единого времени (СОЕВ) АИИС КУЭ ООО «Краснодар Водоканал».
Сравнение показаний часов СБД ООО «Краснодар Водоканал» и счетчиков происходит при каждом обращении к счетчикам. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний СБД ООО «Краснодар Водоканал» и счетчиков ИИК на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИИК АИИС КУЭ представлены в Таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИИК АИИС КУЭ
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Наименование ПО | ПК «АльфаЦЕНТР» |
Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения ИИК АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИ
К АИИС КУЭ ООО «Краснодар Водоканал»
| | Состав ИИК ТУ | | Вид |
№ ИИК | Наименование объекта | ТТ | ТП | Счетчик | ИВК | электро энергии |
12 | ТП 169, РУ-6 кВ, ВК-7 Ввод-1 | ТПЛ-СЭЩ-10 Г осреестр № 38202-08 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 00804-12, 00819-12 | НТМИ-6-66 У3 Госреестр № 2611-70 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 7786 | A1805RAL-P4GB-DW-3 Госреестр № 31857-06 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 01199721 | СБД ООО «Краснодар Водоканал», СБД ООО «МАРЭМ+» | активная, |
13 | ТП 169, РУ-6 кВ, ВК-10 Ввод-2 | ТПЛ-СЭЩ-10 Госреестр № 38202-08 Кл . т. 0, 5 S 200/5 Зав. № 00803-12 00818-12 | НТМИ-6-66 У3 Госреестр № 2611-70 1 0000/1 00 Кл . т . 0 , 5 Зав. № 7769 | A1805RAL-P4GB-DW-3 Госреестр № 31857-06 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 01199722 | реактивная |
Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации S, % |
I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | ^ %£ I изм< I 20 % | I 20 %£ I изм< I 100 % | I100 %£ I изм£ I 120 % |
12, 13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 |
0,9 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,3 | ±1,3 |
0,8 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 |
0,5 | ±5,1 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 |
Номер ИИК | sin9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации S, % |
I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | !-5 %£ I изм< I 20 % | I 20 %£ I изм< I 100 % | I100 %£ I изм£ I 120 % |
12, 13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,8 | ±5,4 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,2 |
0,5 | ±3,7 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 8i(2)%p и 5i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98Ином до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2Тном, cosj=0,9 инд;
- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;
- температура окружающего воздуха: от +15 °С до +25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
5. Рабочие условия эксплуатации:
- напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1Ином;
- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном; температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 45 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: Среднее время наработки на отказ:
- счетчики Альфа А1800 - не менее 120000 часов;
- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее 256 554 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | Кол. |
Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ - 10 | 4 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 У3 | 2 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1805RAL-P4GB-DW-3 | 2 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 1 |
Методика поверки | РТ-ПИ-2966-500-2016 | 1 |
Паспорт-формуляр | БЕКВ.422231.041.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-ПИ-2966-500-2016 «ГСИ. Каналы измерительно -информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в январе 2016 года.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им Д. И. Менделеева» в 2006 г.;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: БЕКВ.422231.041.МВИ «Методика измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Краснодар Водоканал».
Нормативные документы, устанавливающие требования к каналам измерительно -информационным системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.