Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «РУСДЖАМ КИРИШИ» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «РУСДЖАМ КИРИШИ», 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 минут, 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 минут);
- 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 - информационно-измерительный комплекс точек измерений (ИИК):
- трансформаторы тока (ТТ);
- трансформаторы напряжения (ТН);
- счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс системы (ИВК):
- каналообразующая аппаратура;
- центр сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) с автоматизированным рабочим местом (далее - АРМ);
- программное обеспечение «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.
Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии, выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) 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 каналу передачи данных стандарта GSM в ЦСОИ службы эксплуатации энергосистемы ООО «РУСДЖАМ КИРИШИ» и в центр сбора и обработки данных гарантирующего поставщика. Основной и резервный каналы связи организованы разными операторами сотовой связи.
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 сервера БД 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.
Нанесение знака поверки и заводского номера на средство измерений не предусмотрено.
АИИС КУЭ присвоен заводской номер 001. Заводской номер указывается в паспорте на АИИС КУЭ. Сведения о формах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в паспорте на АИИС КУЭ.
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 таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ac_metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Уровень ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Ввод 3 ПГВ-1 ЗРУ-6 кВ яч. 7 | ТПОЛ-10М 400/5 0,5S Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 6000/100 0,5 Рег. № 2611-70 | Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной энергии - 1,0; Рег. № 31857-06 | Каналообразующая аппаратура, АРМ, ПО «АльфаЦЕНТР», рег. № 44595-10 |
| 2 | Ввод 1 ПГВ-1 ЗРУ-6 кВ яч. 10 | ТПЛ-НТЗ-10-31 800/5 0,2S Рег. № 69608-17 | НТМИ-6-66 6000/100 0,5 Рег. № 2611-70 | Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной энергии - 1,0; Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | Ввод 4 ПГВ-1 ЗРУ-6 кВ яч. 27 | ТПОЛ-10М 400/5 0,5S Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 6000/100 0,5 Рег. № 2611-70 | Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной энергии - 1,0; Рег. № 31857-06 | Каналообразующая аппаратура, АРМ, ПО «АльфаЦЕНТР», рег. № 44595-10 |
| 4 | Ввод 2 ПГВ-1 ЗРУ-6 кВ яч. 35 | ТПЛ-НТЗ-10-31 800/5 0,2S Рег. № 69608-17 | НТМИ-6-66 6000/100 0,5 Рег. № 2611-70 | Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной энергии - 1,0; Рег. № 31857-11 |
П р и м е ч а н и е - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| № ИК | Значение cos9 | Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации |
| 1 % 1ном < I < 5 % 1ном | 5 % 1ном < I < 20 % 1ном | 20 % 1ном < I < 100 % 1ном | 100 % 1ном < I < 120 % 1ном |
| Активная энергия |
| 1-4 | 1,0 | ±2,5 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,8 | ±2,8 |
| Реактивная энергия |
| 1-4 | 0,8 | ±5,7 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,9 |
| 0,5 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 |
| П р и м е ч а н и я 1 В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95. 2 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно национальной шкалы координированного времени UTC (SU) ±5 с. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 инд. |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 80 до 120 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности | от 0,5 до 1 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от 0 до +30 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от 0 до +30 |
| Среднее время наработки до отказа, ч, не менее: - счетчиков типа Альфа А1800 | 120000 |
| - трансформаторов тока типа ТПОЛ-10М | 40 • 105 |
| - трансформаторов тока типа ТПЛ-НТЗ-10-31 | 4 • 105 |
| Средний срок службы, лет, не менее: - счетчиков типа Альфа А1800 | 30 |
| - трансформаторов тока типа ТПОЛ-10М | 30 |
| - трансформаторов тока типа ТПЛ-НТЗ-10-31 | 30 |
| - трансформаторов напряжения типа НТМИ-6-66 | 25 |
| Глубина хранения информации: - счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 35 |
| - АРМ: хранение результатов измерений и информации состояний | на весь срок |
| средств измерений, лет, не менее | эксплуатации системы |
Надежность системных решений:
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники розничного рынка электрической энергии по основному или резервному каналам связи (телефонная сеть стандарта GSM организованная на базе разных операторов сотовой связи);
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.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «РУСДЖАМ КИРИШИ» типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10М | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-НТЗ-10-31 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RAL-P4GB-DW-4 | 4 |
| Сотовый модем | Cinterion MC-52i | 3 |
| Многоканальное устройство связи | Е-200-1 | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Паспорт | 4222-002.РДК-52156036 ПС | 1 |
| П р и м е ч а н и е - В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе 4222-002.РДК-52156036 МИ «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «РУСДЖАМ КИРИШИ», аттестованном ФБУ «Тест-С.-Петербург». Аттестат аккредитации № 01.00292-2010
от 10.08.2010.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
