Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «НПП «ПИРАМИДА» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «НПП «ПИРАМИДА», 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 30 мин, 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 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 следующие уровни:
1-й уровень - трансформаторы тока (ТТ) типа ТШП-0,66-1-У3; 800/5 и 1500/5, Гос-реестр СИ № 40473-09, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001 и счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные «АЛЬФА А1800» A1805RAL-P4G-DW-4 (Гос-реестр СИ № 31857-06), класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и класс точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной энергии установленные на объектах, указанных в табл. 1 (5 точек измерений).
2-й уровень - информационно вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя УСПД типа RTU 325L-E2-512-M2-B2 (Госреестр СИ № 37288-08).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место персонала и программное обеспечение (ПО).
Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии типа «АЛЬФА А1800» A1805RAL-P4G-DW-4.
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. 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 проводной линии связи поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение полученной информации и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам розничного рынка электрической энергии к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электроэнергии осуществляется от счетчиков электрической энергии по коммутируемым телефонным линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.
Синхронизация (коррекция) хода системных часов (внутренние часы счетчиков) АИИС КУЭ производится от системных часов сервера коммерческого учета 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, УСПД и АРМ Сервера баз данных АИИС КУЭ. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электрической энергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСПД |
| 1 | РУ-0,4кВ, КТП-1, секция 1 | ТШП-0,66-1 У3 1500/5; o,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 40473-09; зав.№ 212113 зав.№ 212136 зав.№ 212116 | отсутствует | «Альфа А1800» A18O5RAL-P4G-DW-4; Uhom = 3х220/380 В; Ihom 5 А; 1макс = 200 %1ном; класс точности в части активной энергии 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01200250 | RTU 325L-E2-512-M2-B2 Госреестр СИ № 37288-08; зав.№ 004735 | Активная и реактивная |
Продолжение таблицы 1
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электрической энергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСПД |
| 2 | РУ-0,4кВ, КТП-1, секция 2 | ТШП-0,66-1 У3 1500/5; o,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 40473-09; зав.№ 212090 зав.№ 212105 зав.№ 212098 | отсутствует | «Альфа А1800» A18O5RAL-P4G-DW-4; Uhom = 3х220/380 В; Ihom 5 А; 1м.:..с = 200 %1ном; класс точности в части активной энергии 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01200247 | RTU 325L-E2-512-M2-B2 Госреестр СИ № 37288-08; зав.№ 004735 | Активная и реактивная |
| 3 | РУ-0,4кВ, КТП-2, секция 1 | ТШП-0,66-1 У3 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 40473-09; зав.№ 212130 зав.№ 212117 зав.№ 212120 | отсутствует | «Альфа А1800» A18O5RAL-P4G-DW-4; Uhom = 3х220/380 В; IHOM 5 А; 1м.:..с = 200 %1ном; класс точности в части активной энергии 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01200252 | RTU 325L-E2-512-M2-B2 Госреестр СИ № 37288-08; зав.№ 004735 |
| 4 | РУ-0,4кВ, КТП-2, секция 2 | ТШП-0,66-1 У3 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 40473-09; зав.№ 212092 зав.№ 81800389 зав.№ 207310 | отсутствует | «Альфа А1800» A18O5RAL-P4G-DW-4; Uhom = 3х220/380 В; IHOM 5 А; 1м.:..с = 200 %1ном; класс точности в части активной энергии 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01200255 | RTU 325L-E2-512-M2-B2 Госреестр СИ № 37288-08; зав.№ 004735 |
| 5 | РУ-0,4кВ, КТП-1, секция 1 | ТШП-0,66-1 У3 800/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 40473-09; зав.№ 1415 зав.№ 1444 зав.№ 1424 | отсутствует | «Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4; Uhom = 3х220/380 В; IHOM 5 А; 1м.:..с = 200 %1ном; класс точности в части активной энергии 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01200245 | RTU 325L-E2-512-M2-B2 Госреестр СИ № 37288-08; зав.№ 004735 |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД 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 электрической энергии 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 | 3.7.1.0 | Amrserver.exe | e17abf082add206ed7a fa0aa7528fc97 | MD5 |
| Атгс.ехе | e114d19d3b7ff99b717 96f2fdbb14597 |
| Amra.exe | 932da14df08bee64117 a44f91c015c09 |
| Cdbora2.dll | 47900072cfb6e73ce3f ce169bc80f695 |
| encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c |
| alphamess.dll | b8c331abb5e34444170 eee9317d635cd |
• ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии ИВК «Альфа-Центр», № 20481-00;
• Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
| Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета | 5 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 0,4 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±20 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 1500 (ИК 1 - ИК 4) 800 (ИК 5) |
| 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, УСПД, °С | от 0 до 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее | 120000 |
Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «НПП «ПИРАМИДА» приведены в табл. 4.
Таблица 4
| № ИК | Наименование присоединения | Значение cos<p | 1%1ном < I < 5%1ном | 5%1ном < I < 20%1ном | 20%1ном < I < 100%1ном | 100%1ном < I < 120%1ном |
| Активная энергия |
| 1 2 3 4 5 | РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 1 РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 2 РУ-0,4кВ,КТП-2, секция 1 РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 2 РУ-0,4кВ,КТП-3,секция 1 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 1 2 3 4 5 | РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 1 РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 2 РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 1 РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 2 РУ-0,4кВ,КТП-3,секция 1 | 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
| 1 2 3 4 5 | РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 1 РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 2 РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 1 РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 2 РУ-0,4кВ,КТП-3,секция 1 | 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,5 |
| Реактивная энергия |
| 1 2 3 4 5 | РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 1 РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 2 РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 1 РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 2 РУ-0,4кВ,КТП-3,секция 1 | 0,8 | ±9,5 | ±3,8 | ±2,5 | ±2,4 |
| 1 2 3 4 5 | РУ-0,4кВ,КТП-1, секция 1 РУ-0,4кВ,КТП-1,секция 2 РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 1 РУ-0,4кВ,КТП-2,секция 2 РУ-0,4кВ,КТП-3,секция 1 | 0,5 | ±6,8 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - 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;
■ резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
■ регистрация событий:
в журнале событий счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчетчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
АРМ;
■ защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
установка пароля на счетчик;
установка пароля на УСПД;
установка пароля на АРМ.
Глубина хранения информации:
■ электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
■ УСПД - сохранение информации при отключении питания - 3 года;
■ ИВК - 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 ОАО «НПП «ПИРАМИДА».
Комплектность
| Наименование | Кол-во |
| Трансформатор тока типа ТШП-0,66 У3 | 15 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный «Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4 | 5 |
| Модем US Robotics Gourier | 1 |
| Модем GSM-терминал Siemens TC 35 | 1 |
| УСПД типа RTU 325L-E2-512-M2-B2 | 1 |
| Методика измерений 27-04-2009-317-МИ | 1 |
| Методика поверки 432-048-2011 МП | 1 |
| Паспорт | 1 |
| ПО «Альфа-Центр» | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 432-048-2011 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «НПП «ПИРАМИДА». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тест-С.-Петербург» 24.10.2011 г.
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- средства поверки трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- средства поверки счетчиков электрической энергии по документу МП-2203-00422-2006 «Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный типа АЛЬФА А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе 27-04-2009-317-МИ «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «НПП «ПИРАМИДА». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00133-2010 от 13.11.2010.
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. 432-048-2011 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «НПП «ПИРАМИДА». Методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
