Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «АДП Луга» (далее АИИС КУЭ ЗАО «АДП Луга») предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ЗАО «АДП Луга», 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 ТСН10, 1000/5, Госреестр СИ № 26100-03, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, счётчики активной и реактивной электрической энергии Альфа А1800 A1805RAL-P4G-DW-4 (Госреестр СИ № 31857-06), класс точности 0,5S по активной энергии (ГОСТ Р 52323-2005) и класс точности 1,0 по реактивной энергии (ГОСТ 26035-83), установленные на объекте, указанные в табл. 1 (2 точки измерения).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, программный комплекс (ПК) «СПРУТ».
Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 A1805RAL-P4G-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 измеряют действующие (среднеквадратические) значения напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают 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 информации в организации-участники розничного рынка электрической энергии осуществляется от счетчиков электрической энергии по коммутируемым телефонным линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.
Коррекция часов компонентов АИИС КУЭ производится от системных часов сервера БД ООО «РКС-энерго» в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов сервера коммерческого учета ООО «РКС-энерго» 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.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: 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
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| ТТ | Счетчик |
| 1 | ТП-144 тр.№1 | ТСН 10, 1000/5; ГОСТ 7746-2001; класс точности 0,5S Госреестр СИ № 26100-03 зав.№ 25756 зав.№ 25757 зав.№ 25758 | «Альфа А1800» A18O5RAL-P4G-DW-4; Uhom = 3х220/380 В; Ihom = 5 А; I'mikc = 200 %Ihom; класс точности в части активной энергии 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01 187302 |
| 2 | ТП-144 тр.№2 | ТСН 10, 1000/5; ГОСТ 7746-2001; класс точности 0,5S Госреестр СИ № 26100-03 зав.№ 25759 зав.№ 25760 зав.№ 25761 | «Альфа А1800» A18O5RAL-P4G-DW-4; Uhom = 3х220/380 В; Ihom = 5 А; !мчкс = 200 %Ihom; класс точности в части активной энергии 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06 зав.№ 01 187303 |
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
ПК «СПРУТ» предназначен для сбора накопления и анализа учётной информации об энергопотреблении предприятия за различные промежутки времени в диспетчерском режиме, дистанционного управления оборудованием на удалённых объектах, визуализации данных анализа в виде графиков, формирования отчётной документации.
Идентификационные данные ПО представлены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Идентиф икаци-онное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПК «СПРУТ» | Atempo | 1.5.4.1105 | 2BF421398F9454A7 B5B1466199BC2E65 | MD5 |
| ПК «СПРУТ» | AxReport | 5.5.3 | 14D48E999A8541E1 66ECA9641393CEF9 | MD5 |
Уровень защиты ПО ПК «СПРУТ» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.
Таблица 3
| Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета | 2 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 0,4 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±20 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 1000 |
| 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: - трансформаторов тока, счетчиков, °С | от 0 до 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее | 120 000 |
Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ЗАО «АДП Луга» приведены в табл. 4.
Таблица 4
| № ИК | Наименование присоединения | Значение cos ф | 1%1ном < I < 5%1ном | 5%1ном < I < 20%1ном | 20%1Ном < I < 100%1Ном | 100%1ном < I < 120%1ном |
| Активная энергия |
| 1 | ТП 144 тр.№1, | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 2 | ТП 144 тр.№2 |
| 1 | ТП 144 тр.№1, | 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
| 2 | ТП 144 тр.№2 |
| 1 | ТП 144 тр.№1, | 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,5 |
| 2 | ТП 144 тр.№2 |
| Реактивная энергия |
| 1 | ТП 144 тр.№1, | 0,8 | ±9,5 | ±3,8 | ±2,5 | ±2,4 |
| 2 | ТП 144 тр.№2 |
| 1 | ТП 144 тр.№1, | 0,5 | ±6,8 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 |
| 2 | ТП 144 тр.№2 |
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 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - средняя наработка на отказ не менее 1000000 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 и журнале событий компьютера автоматизированного рабочего места.
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников цепей напряжения;
- испытательной колодки;
- сервера БД;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
■ счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
■ сервер БД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «АДП Луга».
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ ЗАО «АДП Луга» входят:
1. Трансформатор тока ТСН 10 - 6 шт.
2. Счетчик электрической энергии электронный «Альфа А1800»
A1805RAL-P4G-DW-4 - 2 шт.
3. Многоканальное устройство связи Е200-1 - 1 шт.
4. Модем ZyXEL U-336E - 2 шт.
5. Сотовый модем Cinterion MC-35i - 1 шт.
6. Методика измерений 4222-002.АДП-52156036 МИ - 1 шт.
7. Методика поверки 432-057-2011 МП - 1 шт.
8. Паспорт 4222-002.АДП-52156036 ПС - 1 шт.
Поверка
осуществляется по документу 432-057-2011 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «АДП Луга». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тест-С.-Петербург» 02.12.2011 г.
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- средства поверки трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. 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.;
- радиочасы МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе 4222-002.АДП-52156036 МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «АДП Луга». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00128-2010 от 29.10.2010.
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. 432-057-2011 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «АДП Луга». Методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
