Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии, класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425 (в части реактивной электроэнергии), установленных на энергообъектах МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская).
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 и аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи.
3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Уровни ИВКЭ и ИВК объединены в один уровень, далее в тексте это уровень ИВК. АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления: 1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике с помощью измерительной микросхемы осуществляется выборка входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналогово-цифровые преобразователи, и выполняются различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измери-
тельной микросхемы на УСПД поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии.
УСПД осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти; также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу.
Для передачи информации с цифровых выходов счетчиков (ИИК) на всех объектах в УСПД созданы каналы передачи информации (основной и резервный), организованные по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат канала ВОЛС (счетчик -преобразователь - УСПД).
В УСПД осуществляется вычисление значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, обработка (вычисление электропотребления за заданные периоды для заданных групп измерительных каналов) и передача на сервер баз данных по интерфейсу RS-232.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения точного времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, сервера и имеет нормированную точность. Синхронизация часов в системе производится не реже одного раза в сутки, по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД (RTU-327).
Для защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
ПО «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии.
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении измерения активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,5S) и измерительных трансформаторов тока и напряжения (кл. точности 0,2, 0,2S).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии, в результате математической обработки измерительной информации в «АльфаЦЕНТР», составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ, приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационный данные: наименование файла | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | 4.2.1.0 | 045761ae9e8e40c82b 061937aa9c5b00 | Amrserver.exe | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | 4.3.3.0 | 05a5d6be0574fce8a2 7462e3498dda62 | Атгс.ехе |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | 4.3.3.0 | aeefde21a81569abec 96d8cb4cd3507b | Amra.exe |
| Драйвер работы с БД | 4.2.0.0 | 860d26cf7a0d26da4a cb3862aaee65b1 | Cdbora2.dll |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbbba 400eeae8d0572c | encryptdll.dll |
| Библиотека сообщений планировщика опросов | | b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd | alphamess.dll |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2
| Параметр | Значение |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности ИК системы при измерении электрической энергии | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблицах 3 и 4. |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц | 220±22 50±1 |
| Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электрической энергии, трансформаторов тока и напряжения, °С | от 5 до 40 |
| Влажность воздуха, % | до 95 при 35 °С |
| Атмосферное давление, кПа | от 84,0 до 106,7 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25 - 100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 10, 6 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,1; 0,4; 0,6 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| 1 | 2 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 8 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Предел допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, с | ± 5 |
| Средний срок службы системы, не менее, лет | 15 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, ёэ, %.
Таблица 3
| № ИК* | co Ф | ±51 %i, [ %] I1(2) % < 1изм<15 | ±55 %I, [ %] I5 % < 1изм<120 % | ±520 %I, [ %] I20 % < 1изм<1100 % | ±5100 %I, [ %] I100 % < 1изм< I12 % |
| 1, 2, 3, 4 5, 6, 7, 8 | 1 | ± 1,9 | ± 1,4 | ± 1,4 | ± 1,4 |
| 0, | ± 2,1 | ± 1,9 | ± 1,6 | ± 1,6 |
| 0, | ± 2,6 | ± 2,1 | ± 1,8 | ± 1,8 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %
Таблица 4
| № ИК | sin ф | ±51 %i, [ %] I1(2) % < 1изм<15 % | ±55 %I, [ %] I5 % < 1изм<20 % | ±520 %I, [ %] I20 % < 1изм<1100 % | ±5100 %i, [ %] I100 % < Кзм< 1120 % |
| 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 | 0,87 | ± 3,6 | ± 3,5 | ± 3,2 | ± 3,2 |
| 0,6 | ± 3,9 | ± 3,4 | ± 3,4 | ± 3,4 |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК системы при измерении средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени ( ё р ), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
KKe • 100%
1000PT
ср
, где
ёр - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней полу-
часовой мощности и энергии, в %;
ё э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измере-
ния электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации
трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, вы
раженному в Вт^ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК системы при измерении средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
д = ——— • 100%, где
р ■ корр ■ 3600Тср
At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в
секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблицах 5 и 6.
Таблица 5
| Номер точки измерений | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Средство измерений |
| Наименование средств измерений Обозначение, тип, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра |
| | ТТ | ТН | счетчик | УСПД |
| 1 | ТП-24 РУ-6 кВ, Ввод 1, яч. 5 | ТПОЛ-10УЗ КТ 0,2S Ктт==600/5 № 1261-08 | ТН1:ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=6000/^3/100/^3 № 3344-08 ТН2:ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=6000/^3/100/^3 № 3344-08 | A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S Ксч=1 № 31857-11 | RTU 327-E1-R2M2-M08; № 141907-09 |
| 2 | ТП-24 РУ-6 кВ, Ввод 2, яч. 9 | ТПОЛ-10УЗ КТ 0,2S Ктт==600/5 № 1261-08 | ТН1:ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=6000/^3/100/^3 № 3344-08 ТН2:ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=6000/^3/100/^3 № 3344-08 | A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S Ксч=1 № 31857-11 |
| 3 | ТП-24 РУ-6 кВ, яч. 3 | ТПЛ-10-М-1 КТ 0,2S Ктт=100/5 № 22192-07 | ТН1:ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=6000/^3/100/^3 № 3344-08 ТН2: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=6000/^3/100/^3 № 3344-08 | A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S КсЧ=1 № 31857-11 |
| 4 | ТП-24 РУ-6 кВ, яч. 14 | ТПЛ-10-М-1 КТ 0,2S Ктт=100/5 № 22192-07 | ТН1: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=6000/^3/100/^3 № 3344-08 | A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S Ксч=1 № 31857-11 |
| ТН2: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=6000/^3/100/^3 № 3344-08 |
| 5 | СТП-11 РУ-10 кВ, Ввод 1, яч. 6 | ТЛК-10-5УЗ КТ 0,2S Ктт=400/5 № 9143-06 | ТН1: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08 | A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S Ксч=1 № 31857-11 |
| ТН2: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08 |
| 6 | СТП-11 РУ-10 кВ, Ввод 2, яч. 9 | ТЛК-10-5УЗ КТ 0,2S Ктт=400/5 № 9143-06 | ТН1: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08 | A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S Ксч=1 № 31857-11 |
| ТН2: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08 |
| 7 | СТП-12 РУ-10 кВ, Ввод 1, яч. 7 | ТЛК-10-5УЗ КТ 0,2S Ктт=400/5 № 9143-06 | ТН1: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08 | A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S Ксч=1 № 31857-11 |
| ТН2: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08 |
| 8 | СТП-12 РУ-10 кВ, Ввод 2, яч. 11 | ТЛК-10-5УЗ КТ 0,2S Ктт=400/5 № 9143-06 | ТН1: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08 | A1805RLXQ-P4GB-DW-4 КТ 0.5S Ксч=1 № 31857-11 |
| ТН2: ЗНОЛ.06-6УЗ КТ 0,2 Ктн=10000/^3/100/^3 № 3344-08 |
RTU 327-E1-R2M2-M08; № 141907-09
Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 6
| Наименование | Количество, шт |
| GPS-приемник | 1 |
| Программное обеспечение на CD-диске | 1 |
| Формуляр (АИИС 11.411711.Н03. ФО) | 1 |
| Методика поверки (АУВБ.411711.Н03.МП) | 1 |
| Эксплуатационная документация (АУВБ411711.Н03.ЭД) | 1 |
Поверка
осуществляется по документу АУВБ.411711.Н03.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в ноябре 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018 МП, согласованной с ГСИ СИ ФГУП ВНИИМС 25.05.2012 г;
- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки» ДЯИМ.466215.007.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году;
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). Пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс;
- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)», Мультиметр «Ресурс - ПЭ». Диапазон измерений от 0 до10 А. Пределы основной относительное погрешности измерения тока ±1%. Границы относительной погрешности измерений полной мощности SS: при значении тока от 0,25 А до 7,5 А 6S= ± 0,5 % от измеренного значения; при значении тока от 0,05 А до 0,25 А 6S= ± 1 % от измеренного значения; при значении тока от 0,01 А до 0,05 А 6S= ± 4 % от измеренного значения;
- Термогигробарометр автоматизированный ТГБА-1. Диапазон измерений: температура от минус 60 до 50 °С, погрешность ± 0,2 °С; относительная влажность воздуха от 10 до 98 %, относительная погрешность ± 3 % при температуре от 0 до 50 °С, ± 5 % при температуре от минус 30 до 0 °С; атмосферное давление от 600 до 1080 гПА, относительная погрешность ± 0,3 гПА.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе: «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская). Методика измерений»
АУВБ.411711.Н03.МИ.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
5. ГОСТ Р 52323-2005 «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»;
6. ГОСТ Р 52425 -2005. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
