Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Инвар» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Инвар», г. Санкт-Петербург, сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональною, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности ;
- 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);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников розничного рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - трансформаторы тока (ТТ) класса точности и 0,5s по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии «ЕвроАЛЬФА» EAO5RAL-B-4W класс точности в части активной энергии 0,5S ГОСТ Р 52323-200, в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ Р 52425-2005;
2-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, многоканальное устройство связи (МУС) Е200-1, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и программное обеспечение (ПО) на базе ИВК «АльфаЦЕНТР».
В качестве первичных преобразователей напряжения и тока в ИК использованы измерительные трансформаторы напряжения (ТН) типа НАМИТ-10-2, (Госреестр РФ № №16687-07), класс точности 0,5 и измерительные трансформаторы тока (ТТ) ТПЛ-10-М-У2 (Госреестр РФ № 22192-07), класс точности 0,5S.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
Измерения электрической энергии выполняется путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа «ЕвроАЛЬФА» EAO5RAL-B-4W (Госреестр РФ № 16666-07), класс точности 0,5S по ГОСТ Р52323-2005 для активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005
Измерения активной мощности (Р) счетчиком типа ЕвроАЛЬФА выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик ЕвроАЛЬФА производит измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = UxI. Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем уровне выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному каналу телефонной сети общего пользования и по резервному каналу GSM связи.
Для защиты информационных и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированных вмешательств, предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера энергосбытовой компании в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов сервера и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав измерительных каналов
| № И К | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Уровень ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | РП 2192 ф. 190-09 | ТПЛ-10-М -У2 300/5 Кл. т. 0,5S ГОСТ 7746- 2001 Г осреестр СИ № 22192-07 Зав.№ 2846, 2732, 2733 | НАМИТ-10-2 10000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 16687-07 Зав. №:0245 | «ЕвроАЛЬФА» EAO5RAL-B-4W Uhom = 3х57/100 В; Ihom = 5 А; Ыакс = 10 А; кл. т. в части активной энергии 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 16666-07 Зав. №: 01169407 | Каналообразующая аппаратура, сервер БД, МУС Е200-1, АРМ ,ПО «АльфаЦЕНТР» |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | РП 2192 ф.190-38/138 | ТПЛ-10-М -У2 300/5 Кл. т. 0,5S ГОСТ 7746- 2001 Г осреестр СИ № 22192-07 Зав.№ 2886, 2847, 2795 | НАМИТ-10-2 10000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 16687-07 Зав. №:0242 | «ЕвроАЛЬФА» EA05RAL-B-4W ином = 3х57/100 В; 1ном = 5 А; 1макс = 10 А; кл. т. в части активной энергии 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 16666-07 Зав. №: 01169398 | Каналообразующая аппаратура, сервер БД, МУС Е200-1, АРМ ,ПО «АльфаЦЕНТР» |
Примечания:
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1.
Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | amrserver.exe amrc.exe amra. exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.16.0.0 и выше 4.16.2.0 и выше 3.27.3.0 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ac_metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответст-
вии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета | 2 |
| Номинальные значения напряжения на вводах системы, кВ | 10 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 |
| Отклонение напряжения от номинального значения, % | ±10 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 300 |
| Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока | от 1 до 120 |
| Коэффициент мощности, cos ф | от 0,5 до 1 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), % для рабочих условий эксплуатации
| Номер ИК | Значение cos9 | 0,011ном < I < 0,051ном | 0,051ном < I < 201ном | 201ном < I < 1001ном | 1001ном < I < 1201ном |
| Активная энергия |
| ИК1 ИК2 | 1,0 | ±2,38 | ±1,64 | ±1,52 | ±1,52 |
| ИК1 ИК2 | 0,8 | ±3,26 | ±2,26 | ±1,82 | ±1,82 |
| ИК1 ИК2 | 0,5 | ±5,63 | ±3,37 | ±2,60 | ±2,60 |
| Реактивная энергия |
| ИК1 ИК2 | 0,8 | ±5,52 | ±4,18 | ±3,68 | ±3,68 |
| ИК1 ИК2 | 0,5 | ±4,13 | ±3,39 | ±3,28 | ±3,27 |
Таблица 5 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - измерительных трансформаторов, счетчиков | от +10 до +30 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее: - «ЕвроАЛЬФА» ЕА05RAL-B-4W | 80000 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии «ЕвроАЛЬФА» EA05RAL-B-4W- среднее время наработки на отказ не менее 80000 ч;
- трансформатор тока ТПЛ-10-М-У2- среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч;
- трансформатор напряжения НАМИТ-10-2УХЛ2 - среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч;
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по электронной почте;
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и журнале событий автоматизированного рабочего места;
Защищённость применяемых компонентов:
а)механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
б )защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Инвар».
Комплектность
Таблица 6 - Комплект поставки АИИС КУЭ
| Наименование | Количество, шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 | 2 |
| Трансформатор тока ТПЛ-10-М -У2 | 6 |
| Счетчик электрической энергии электронный «ЕвроАЛЬФА» EAO5RAL-B-4W | 2 |
| Многоканальное устройство связи МУС Е200-1 | 1 |
| Модем ZyXEL U-336E plus | 2 |
| Сотовый модем IRZ MC52iT | 1 |
| Сервер баз данных с ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| АРМ с ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Методика выполнения измерений 4222-002.ИН-52156036 МВИ | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Паспорт | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 40032-08 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Инвар». Методика проверки», утвержденному ФБУ «Тест-С.-Петербург» 30.12.2008 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88;
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- счетчиков электрической энергии по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа .Методика поверки»,согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
- радиоприемник УКВ диапазона, принимающий сигналы службы точного времени.
- термометр, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе 4222-002.ИН-52156036 МВИ «Методика выполнения измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Инвар». Свидетельство об аттестации № 432-49/2008 от 29.12.2008 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
