Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «БалтМедиаИнвест» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «БалтМедиаИнвест», 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 показаний часов).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - трансформаторы тока (ТТ) типа ТПЛ-10-М-У2, 200/5, Госреестр СИ № 22192-07, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ 2, 6000/100, Госреестр СИ № 16687-07, класс точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4, Госреестр СИ № 31857-06, класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электрической энергии и класс точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (2 точки измерения);
2-й уровень - каналообразующая аппаратура (преобразователи интерфейсов, модемы) автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4.
Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывает полную мощность.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.
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 данных осуществляется по телефонной сети общего пользования (ТФОП) или каналу передачи данных стандарта GSM на АРМ службы эксплуатации энергосистемы ООО «БалтМедиаИнвест» и в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера базы данных (БД) гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и АРМ АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, сервера БД) не превышает ±5 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
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Аппаратура 2-го уровня |
| 1 | РП-1910; РУ-6 кВ; 1СШ м/у яч. 4 и СР3 | ТПЛ-10-М-У2; 200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; зав.№ 2360 зав.№ 2361 зав.№ 2362 | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 16687-07; зав.№ 1484110000001 | АЛЬФА А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) 5 (10) А; ином = 3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06; зав.№ 01 210 190 | Каналообразующая аппаратура, АРМ с ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 2 | РП-1910; РУ-6 кВ; 2СШ м/у яч. 8 и СР6 | ТПЛ-10-М-У2; 200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; зав.№ 2363 зав.№ 2397 зав.№ 2561 | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 16687-07; зав.№ 1484110000002 | АЛЬФА А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4; Ihom Смаке) = 5 (10) А; Uhom = 3х57/100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06; зав.№ 01 198 249 |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов, 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 «АльфаЦЕНТР» 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 | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» РЕ | программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Amrserver.exe | 3.30.12.0 | 15aec6c55a05ea88 e52a16fc0331c823 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Атгс.ехе | 3.31.0.0 | 599ff8e43e779080 76cc3df8d4c9781d |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3.31.0.0 | cb9b3e71d1a996fb 523449cd559619db |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 3.31.0.0 | 5e9a48ed75a27d10 c135a87e77051806 |
| библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | нет данных | b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
• ПО внесено в Госреестр СИ РФ № 44595-10 в составе комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии ИВК «АльфаЦЕНТР»;
• 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 электрической энергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР»;
• 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 | 2 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 6 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | -15 +10 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 200 |
| 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, счетчиков | от 0 до 35 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее | 120000 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «БалтМедиаИнвест» 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 | РП-1910; РУ-6 кВ; 1СШ м/у яч. 4 и СР3 РП-1910; РУ-6 кВ; 2СШ м/у яч. 8 и СР6 | 1,0 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 1 2 | РП-1910; РУ-6 кВ; 1СШ м/у яч. 4 и СР3 РП-1910; РУ-6 кВ; 2СШ м/у яч. 8 и СР6 | 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 1 2 | РП-1910; РУ-6 кВ; 1СШ м/у яч. 4 и СР3 РП-1910; РУ-6 кВ; 2СШ м/у яч. 8 и СР6 | 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,6 | ±2,6 |
| Реактивная энергия |
| 1 2 | РП-1910; РУ-6 кВ; 1СШ м/у яч. 4 и СР3 РП-1910; РУ-6 кВ; 2СШ м/у яч. 8 и СР6 | 0,8 | ±5,2 | ±3,8 | ±3,3 | ±3,3 |
| 1 2 | РП-1910; РУ-6 кВ; 1СШ м/у яч. 4 и СР3 РП-1910; РУ-6 кВ; 2СШ м/у яч. 8 и СР6 | 0,5 | ±3,6 | ±2,8 | ±2,6 | ±2,6 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4 • 106 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4 • 105 ч.
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;
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной колодки;
- АРМ;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля АРМ.
Глубина хранения информации:
■ счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
■ АРМ - 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-измери-тельную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «БалтМедиаИнвест».
Комплектность
| Наименование | Кол-во |
| Трансформатор тока типа ТПЛ-10-М-У2 | 6 |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный типа Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4 | 2 |
| GSM-модем Cinterion MC-35it | 2 |
| Преобразователь интерфейсов MOXA NPort 6450 | 1 |
| Методика измерений ЭУАВ.101006.021-МИ | 1 |
| Методика поверки 432-083-2012 МП | 1 |
| Паспорт ЭУАВ.101006.021-ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 432-083-2012 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Балт-МедиаИнвест». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тест-С.-Петербург» 26.04.2012 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. «Трансформаторы напряжения. 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.;
- модуль коррекции времени МКВ-02Ц.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе ЭУАВ.101006.021-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «БалтМедиаИнвест». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00215-2012 от 30.03.2012.
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. 432-083-2012 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «БалтМедиаИнвест». Методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
