Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Равенство» (далее АИИС КУЭ ОАО «Равенство») предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «Равенство», сбора, обработки, хранения и отображения 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 электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин., 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 средств измерений со стороны 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 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 - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);
— вторичные измерительные цепи;
- счетчики электрической энергии.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:
- сервер баз данных ЦСОИ ОАО «Равенство» (далее - сервер БД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
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 (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности(Р) по периоду основной частоты сигналов.
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.
На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и 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.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера БД ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке. Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Но мер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительных каналов |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТП 6138-1 яч.1 (Ввод 1) | ТПЛ-10-М, 300/5; 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; зав. № 3728, 4134,3732 | НАМИТ-10-2; 6000/100/; 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; зав. № 3779100000001 | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; Uhom = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01218942 | Каналообразующая аппаратура, Сервер ЦСОИ, ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 2 | ТП 6138-1 яч.10 (Ввод 2) | ТПЛ-10-М, 300/5; 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; Зав. № 3689, 5020, 3731 | НАМИТ-10-2; 6000/100/; 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 3779100000002 | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; Ihom (1макс) = 5 (10) А; Uhom = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01218943 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ТП 6138-2 яч.8 (Ввод 3) | ТПЛ-10-М, 300/5; 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07, Зав. № 3725, 3726, 3690 | НАМИТ-10—2; 6000/100/; 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; Зав. № 3779100000003 | Альфа А1800, A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01218941 | Каналообразующая аппаратура, Сервер ЦСОИ, ПО «АльфаЦЕНТР» |
Примечания - Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии 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
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 г., выданное ФГУП «ВНИИМС».
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «С» в соответствии с разд. 2.6 МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | отсутствует | 12.01 | 3E736B7F380863F44C C8E6F7BD211C54 | MD5 |
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ
Отклонение напряжения от номинального, %
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А
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, °С
- трансформаторов тока, напряжения, счетчиков от 5 до 35
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с ±5
Средняя наработка на отказ счетчиков Альфа А1800, ч, не менее 120000
Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
| Номер ИК | Значение cos^ | 1 % 1ном <1 <5 % 1ном | 5 % 1ном <1 <20 % 1ном | 20 % 1ном <I <100 % 1нОм | 100 % 1ном <I <120 % 1ном |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Активная энергия |
| 1 - 3 | 1,0 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 |
| 1 - 3 | 0,8 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| 1 - 3 | 0,5 | ±5,6 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 |
| Реактивная энергия |
| 1 - 3 | 0,8 | ±5,1 | ±3,7 | ±3,1 | ±3,1 |
| 1 - 3 | 0,5 | ±3,6 | ±2,7 | ±2,5 | ±2,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ, не менее Т = 120000 ч, (Альфа А 1800), средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа ТПЛ-10-М - среднее время наработки на отказ, не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы напряжения типа НАМИТ-10-2 - среднее время наработки на отказ, не менее Т = 4000000 ч.
Надежность системных решений:
■ резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;
■ резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;
■ регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
- счетчиками электрической энергии:
o попыток несанкционированного доступа;
o связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
o коррекции текущих значений времени и даты;
o отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
o перерывов питания;
o самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок.
Защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на сервер БД;
- возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Глубина хранения информации :
- счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Равенство».
Комплектность
1. Трансформатор тока ТПЛ-10-М 9 шт.
2. Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 3 шт.
3. Счетчик электрической энергии АЛЬФА А 1805 3 шт.
4. Сотовый модем Cinterion MC35it 1 шт.
5. Аналоговый модем Zyxel U336E (plus) 2 шт.
6. Преобразователь интерфейсов MOXA NPort 6450 1 шт.
7. Сервер БД 1 шт.
8. Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» 1 шт.
9. Методика измерений 70-08-2008-АИ-6 МИ 1 экз.
10. Паспорт 70-08-2008-АИ-6 ПС 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в табл. 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Равенство» 70-08-2008-АИ-6 МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.000273-2013 от 19.04.2013 г.
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».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
