Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Петербургский энергетик» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Петербургский энергетик», 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:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- 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 доступа к результатам измерений, данным 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 пломб, 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 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:
- автоматизированное рабочее место (АРМ) сервера сбора данных ООО «Петербургский энергетик» (далее - сервер БД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
Первичные 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 = UI.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.
2 2 0 5
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S - P ) ’ .
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 показаний 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 ООО «Петербургский энергетик» превосходит ±2 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Номер | Наименование | Состав измерительных каналов |
| ИК | присоединения | ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) |
| 1 | РП-7216,РУ- 6 кВ, яч.№2-яч.№3 | ТПЛ-10-М-У2, 400/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 22192-07; Зав. номер: 1724, 1725, 1726 | ЗНОЛ.06-6У3, 6000/^3/100/^3 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 3344-08; Зав. номер: 2669 2692 2745 | Альфа А1800, A1805RAL-Р4G-DW-4; !ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 100 В; Класс точности: - по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; - по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Зав. номер 01201364 | Каналообразующая аппаратура, АРМ сервера БД, ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 2 | РП-7216, РУ- 6 кВ, яч№>13-СР-У | ТПЛ-10-М-У2, 400/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; Зав. номер: 117, 2579, 2713 | ЗНОЛ.06-6У3, 6000/^3/100/^3 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 3344-08; Зав. номер: 2636 2633 2593 | Альфа А1800, A1805RAL-Р4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 100 В; Класс точности: - по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; - по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Зав. номер 01201365 |
| 3 | РП-7216,Ру-0,4 кВ,ф.41 | Т-0,66 М У3, 100/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 50733-12; Зав. номер: 326961, 326960, 326959 | | Альфа А1800, A1805RAL-Р4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 380 В; Класс точности: - по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; - по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; Зав. номер 01247397 |
Примечание:
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». Экспертиза ПО проведена ФБУ «Тест-С.-Петербург» на соответствие требованиям нормативной документации.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «Высокий». 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 |
| | Amrserver.exe | | 2E92947C973B184F573CF 00CC5A781CB | |
| | Amrc.exe | | D05BCC691C3761ADE86 B983B3F4C9A0F | |
| ПО «Альфа | Amra.exe | 11.05.01 | 76213F8E6CF486D9FAFC 2D3FD5666D06 | MD5 |
| ЦЕНТР» | Cdbora2.dll | 3CFEBA93EBC8D838004 9895A03CE5CE9 |
| | encryptdll.dll | | 0939ce05295fbcbbba400ee ae8d0572c | |
| | alphamess.dll | | b8c331abb5e34444170eee9 317d635cd | |
Технические характеристики
| Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета | 3 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | | 0,4; 6 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | | ±5 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 100 (ИК 3) 400 (ИК 1 - 2) |
| Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока | от 1 до 120 |
| Коэффициент мощности, cos ф | | от 0,5 до 1 |
| Диапазон рабочих температур для компонентов системы, - трансформаторов тока, напряжения, счетчиков | °С: | от 5 до 35 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее Пределы допускаемых относительных погрешностей | 120000 ИК (измерения активной и |
реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ, приведены в табл. 3.
| Номер ИК | Значение cosj | 0,011ном < I < 0,051ном | 0,051ном < I < 0,21ном | 0,21ном < I < 11ном | 11-ном < 1- < 1,21-ном |
| Активная энергия |
| 1 - 2 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 3 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 1 - 2 | 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,9 | ±1,9 |
| 3 | ±3,2 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,8 |
| 1 - 2 | 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| 3 | ±5,5 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 |
| Реактивная энергия |
| 1 - 2 | 0,8 | ±5,6 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,7 |
| 3 | ±5,5 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 |
| 1 - 2 | 0,5 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 |
| 3 | ±4,2 | ±3,6 | ±3,3 | ±3,3 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, 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 тока типа Т-0,66 М У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 219000 ч, средний срок службы 25 лет;
- трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ.06-6У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;
- регистрация в журналах событий счетчиков времени и даты:
- попыток несанкционированного доступа;
- связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
- коррекции текущих значений времени и даты;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывов питания;
- самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок;
б) защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на сервере БД.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный 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 ООО «Петербургский энергетик».
Комплектность
| 1. Трансформатор тока ТПЛ-10-М-У2 | - 6 | шт. |
| 2. Трансформатор тока Т-0,66 М У3 | - 3 | шт. |
| 3. Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6-У3 | - 6 | шт. |
| 4. Счетчик электрической энергии АЛЬФА А1805 | - 3 | шт. |
| 5. Сотовый модем Siemens MC-35iT | - 1 | шт. |
| 6. Многоканальное устройство связи МУС | - 1 | шт. |
| 7. АРМ Сервера БД | - 1 | шт. |
| 8. Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» | - 1 | шт. |
| 9. Методика измерений 57/02-12-МИ | - 1 | шт. |
| 10. Паспорт | - 1 | шт. |
Поверка
осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная 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 57/02-12-МИ «Методика измерений электрической энергии с помощью системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Петербургский энергетик». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.000324-2014 от 07.05.2014 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Петербургский энергетик»
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. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
- при осуществлении учета количества энергетических ресурсов.
59747-15: Описание типа СИСкачать87.2 Кб