Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Бугры» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Бугры», 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 ТОЛ-10 У3, 400/5 Госреестр СИ № 38395-08, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения (ТН) типа VRQ2n/S2, 10000/^3 / 100/V3, Госреестр СИ № 23215-06, класс точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 типа A1805RALXQV-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 Р 52425-2005 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (2 точки измерения).
2 -й уровень - каналообразующая аппаратура (многоканальное устройство связи (далее - МУС) Е200-1, модемы), Центр сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ), включающий автоматизированное рабочее место энергетика (далее АРМ) и программное обеспечение (далее ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных типа Альфа А1800 A1805RALXQV-P4GB-DW-4.
Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии, выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик производит измерение 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 в ЦСОИ службы эксплуатации энергосистемы ООО «Бугры» 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 АРМ 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) не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: 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
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Уровень ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | РП ООО «Бугры» Ввод 1 | ТОЛ-10 У3; 400/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38395-08 зав. № 1040017 зав. № 1040015 зав. № 1040014 | VRQ2n/S2; 10000/\3 / 100/^3 КТ 0,5 ГОСТ 1983-2001 Г осреестр СИ № 23215-06 зав. № 9071823 зав. № 9071819 зав. № 9071824 | АльфаА1800 А1805RALXQV-P4GB-DW-4; Ihom (Ыакс) = 5 (10) А; Ином = 3х57,7/100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-06 зав. № 01 210 453 | Каналообразующая аппаратура, АРМ, ПО «АльфаЦЕНТР», Госреестр СИ № 44595 |
| 2 | РП ООО «Бугры» Ввод 2 | ТОЛ-10 У3; 400/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 38395-08 зав. № 1040016 зав. № 1040018 зав. № 1040013 | VRQ2n/S2; 10000/\3 / 100/^3 КТ 0,5S ГОСТ 1983-2001 Г осреестр СИ № 23215-06 зав. № 9066325 зав. № 9066324 зав. № 9066323 | АльфаА1800 А1805RALXQV-P4GB-DW-4; Ihom (1макс) = 5 (10) А; Ином = 3х57,7/100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-06 зав. № 01 210 452 |
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 «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электроэнергии 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 | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | Идентификационное наименование отсутствует | 12.01 | 3E736B7F380863F44CC8E6F7 BD211C54 | MD5 |
• ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» № 44595-10;
• 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 и 4.
Таблица 3
| Количество ИК коммерческого учета | 2 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 10 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±20 |
| 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, °С: - трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков | от 0 до 30 |
| 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 «Бугры» приведены в табл. 4.
Таблица 4
| Номер ИК | Наименование присоединения | Значение cos ф | 1 % U, <1 <5 % !,„, | 5 % 1..м <1 <20 % 1н м | 20 % 1н м <1 <100 % 1ном | 100 % 1ном <1 <120 % 1нм |
| Активная энергия |
| 1 2 | РП ООО «Бугры» Ввод 1 РП ООО «Бугры» Ввод 2 | 1,0 | ±2,5 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 1 2 | РП ООО «Бугры» Ввод 1 РП ООО «Бугры» Ввод 2 | 0,8 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 1 2 | РП ООО «Бугры» Ввод 1 РП ООО «Бугры» Ввод 2 | 0,5 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,8 | ±2,8 |
| Реактивная энергия |
| 1 2 | РП ООО «Бугры» Ввод 1 РП ООО «Бугры» Ввод 2 | 0,8 | ±5,7 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,9 |
| 1 2 | РП ООО «Бугры» Ввод 1 РП ООО «Бугры» Ввод 2 | 0,5 | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 | ±3,4 |
Примечание - В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - средняя наработка до отказа 220 000 часов;
- трансформатор напряжения - средняя наработка до отказа 219 000 часов.
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;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на 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-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Бугры».
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ ООО «Бугры» входят:
| 1. | Трансформатор тока ТОЛ-10 У3 | - 6 шт. |
| 2. | Трансформатор напряжения VRQ2n/S2 | - 6 шт. |
| 3. | Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | |
| типа Альфа А1800 A18O5RALXQV-P4GB-DW-4 | - 2 шт. |
| 4. | Модем ZyXEL U-336E | - 1 шт. |
| 5. | Сотовый модем Cinterion MC-52i | - 1 шт. |
| 6. | Многоканальное устройство связи Е200-1 | - 1 шт. |
| 7. | Методика измерений 4222-002.СМЛ-52156036 МИ | - 1 шт. |
| 8. | Паспорт 4222-002.СМЛ-52156036 ПС | - 1 шт. |
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
Методика измерений приведена в документе 4222-002.СМЛ-52156036 МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Бугры». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00240-2012 от 25.09.2012 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».
3. МИ 3000-2006. «ГСИ. Системы автоматизированные информационно
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
