Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ЗАО "Промышленный литейный комплекс"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «Промышленный литейный комплекс» (далее АИ-ИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами предприятия ЗАО «Промышленный литейный комплекс», сбора, обработки, хранения полученной информации.
Описание
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 электрической энергии ;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии ;
- 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 единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя 2 измерительных канала, имеющих следующие уровни: 1-й уровень - измерительно-информационный комплекс точек измерения (ИИК ТИ), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) типа ТПОЛ-10 У3,400/5, Госреестр СИ № 1261-08, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) типа ЗНОЛ.06-6 У3, 6СЮ0/\3/ 100/^3 , Госреестр СИ № 3344-08 , класс точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001и счётчики активной и реактивной электрической энергии «ЕвроАльфа» EA05-RAL-B-4(W) (Госреестр СИ № 16666-97), класс точности 0,5S по активной энергии (ГОСТ 30206-94) и класс точности 1,0 по реактивной энергии (ГОСТ 26035-83).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (Сервер БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «Альфа Центр».
В качестве первичных преобразователей тока в ИК использованы измерительные трансформаторы тока ТПОЛ-10 У3.
Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии типа «ЕвроАльфа» EA05-RAL-B-4(W).
Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывает полную мощность.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электрической энергии осуществляется от счетчиков электрической энергии по коммутируемым телефонным линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.
Коррекция хода системных часов АИИС КУЭ производится от системных часов СБД ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера коммерческого учета ОАО «Петербургская сбытовая компания» и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит 2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков и Сервера БД АИИС КУЭ. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1
Таблица 1
| Наименование объекта | Состав измерительно-информационный комплекс | Вид электрической энергии | ||
| ТТ | ТН | счетчик | ||
| РП-7182 РУ 6кВ, Пс.ш. яч. №15 | ТПОЛ-10 У3, 400/5 ГОСТ 7746 -2001 класс точности 0,5S; Г осреестр СИ № 1261-08 зав.№ 7539 зав.№ 7361 зав.№ 7730 | ЗНОЛ.06-6У3 6000/ ^3/100/ Д ГОСТ 1983 -2001 класс точности 0,5; Г осреестр СИ № 3344-08 зав.№ 4145 зав.№ 4793 зав.№ 4792 | «ЕвроАЛЬФА» EA05-RAL-B-4(W) 1ном(1макс) = 5(10)А; ином = 100 В; ГОСТ 30206-94; ГОСТ 26035-83 класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0 Г осреестр СИ № 16666-97 зав.№ 01162663 | Активная, реактивная |
| РП-7182 | ТПОЛ-10 У3, | ЗНОЛ.06-6У3 | «ЕвроАЛЬФА» | Активная, |
| РУ 6кВ, | 400/5 | 6000/ ^3/100/ Д | EA05-RAL-B-4(W) | |
| 1с.ш. | ГОСТ 7746 -2001 | ГОСТ 1983 -2001 | 1ном(1макс) = 5(10)А; | реактивная |
| яч. №14 | класс точности 0,5S; | класс точности | ином = 100 В; | |
| Г осреестр СИ | 0,5; | ГОСТ 30206-94; | ||
| № 1261-08 | Г осреестр СИ | ГОСТ 26035-83 | ||
| зав.№ 8109 | № 3344-08 | класс точности: | ||
| зав.№ 7066 | зав.№ 4129 | по активной энер | ||
| зав.№ 7540 | зав.№ 4128 | гии - 0,5S; | ||
| зав.№ 4126 | по реактивной - 1,0 |
Госреестр СИ № 16666-97 зав.№ 01162661
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечение
ПО «Альфа Центр» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электрической энергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.
Идентификационные данные ПО представлены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Наименование файла | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» | Альфа- Центр Коммуникатор | 3.18.0 | Amrserver.e xe | 1907cf524865a1d0c00 42f5eeaf4f866 | MD5 |
| Атгс.ехе | 95e1a46241f32666dd8 3bab69af844c0 | ||||
| Amra.exe | 1d217646a8b3669edae bb47ba5bc410b | ||||
| Cdbora2.dll | a2f6e17ef251d05b6db5 0ebfb3d2931a | ||||
| encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba40 0eeae 8d0572c | ||||
| alphamess.dl l | b8c331abb5e34444170 eee9317d635cd |
• ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии ИВК «Альфа-Центр», № 2048100;
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;
• Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010;
• Лицензионный номер ключа аппаратной защиты ПО-5365.
Технические характеристики
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл.3
Таблица 3
| Количество ИК коммерческого учета | 2 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 6 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±10 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 400 |
| Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока | от 1 до 120 |
| Коэффициент мощности, cos ф | 0,5-1 |
| Диапазон рабочих температур для компонентов системы: - трансформаторов тока, счетчиков, °С | от 15 до 25 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
| Средняя наработка на отказ электросчетчиков не менее, ч | 5 0000 |
Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ЗАО «Промышленный литейный комплекс»приведены в табл. 4 Таблица 4
| № ИК | Наименование присоединения | Значение cos<p | 1%1ном < 1<5%1ном | 5%1ном < 1<20%1ном | 20%1ном < 1<100%1ном | 100%1ном < 1<120%1ном |
| Активная энергия | ||||||
| 1 2 | РП-7182 РУ 6кВ, II с.ш. яч.№15 РП-7182 РУ 6кВ, 1с.шяч. №14 | 1,0 | ±2,1 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 1 2 | РП-7182 РУ 6кВ, II с.ш. яч.№15 РП-7182 РУ 6кВ, к.шяч. №14 | 0,8 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,4 |
| 1 2 | РП-7182 РУ 6кВ, II с.ш. яч.№15 РП-7182 РУ 6кВ, к.шяч. №14 | 0,5 | ±5,5 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,3 |
| Реактивная энергия | ||||||
| 1 2 | РП-7182 РУ 6кВ, II с.ш. яч.№15 РП-7182 РУ 6кВ, к.шяч. №14 | 0,8 | ±6,9 | ±3,1 | ±2,2 | ±2,2 |
| 1 2 | РП-7182 РУ 6кВ, II с.ш. яч.№15 РП-7182 РУ 6кВ, к.шяч. №14 | 0,5 | ±4,7 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
Примечание: В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч.
средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока, напряжения - средний срок службы 30 лет;
Надежность системных решений:
■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по коммутируемой телефонной линии сети стандарта GSM;
■ регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и журнале событий автоматизированного рабочего места.
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД ;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
■ электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
■ Сервер БД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО «Промышленный литейный комплекс
Комплектность
| Наименование | Кол-во |
| Трансформатор тока ТПОЛ-10 У3 | 6 |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6 У3 | 6 |
| Счетчик электрической энергии электронный «ЕвроАЛЬФА» EA05-RAL-B-4(W) | 2 |
| Сотовый модем Siemens TC35 | 1 |
| Модем US Robotics Courier | 1 |
| Методика выполнения измерений Арх. № 16-10-2007-1190-МВИ | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Паспорт | 1 |
| ПО «Альфа-Центр» | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 432-009-2011 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ЗАО «Промышленный литейный комплекс». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Тест-С.-Петербург» 28.04.2011 г.
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- средства поверки трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- средства поверки трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- средства поверки счетчиков электрической энергии по документу «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1998 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе 16-10-2007-1190-МВИ «Методика выполнения измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ЗАО «Промышленный литейный комплекс». Свидетельство об аттестации МВИ № 432-117/2010 от 12.07.2010.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ 7746-01 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-01 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
5. ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) «Статические счетчики Ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».
6. ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
7. 432-009-2011 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ЗАО «Промышленный литейный комплекс». Методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.