Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «АРМАТЭК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, контроля ее передачи и потребления отдельными технологическими объектами жилого комплекса, а также сбора, хранения и обработки 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 электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии 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 электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка 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);
- вторичные измерительные цепи;
- счетчики электрической энергии.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
- центр сбора и обработки данных (ЦСОД), совмещенный с автоматизированным рабочим местом (АРМ) главного энергетика ЗАО «АРМАТЭК» (далее - сервер БД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
Первичные фазные 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 и (I) 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(Р) 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 и резервному каналам связи, организованных на базе сетей операторов сотовой связи стандарта GSM.
Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера БД энергосбытовой компании в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав измерительных каналов
| | Наименова ние присоедине ния | Состав измерительных каналов |
| Номер ИК | ТТ | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) |
| 1 | ГРЩ1 Ввод 1 | Т-0,66 У3; 600/5; 0,5S; ГОСТ 77462001; Гос. реестр № 52667-13; Заводской номер: 469812, 464861, 321358 | Альфа А1805RAL-P4G-DW-4; !ном (Шакс) = 5(10)A; Шом =3х230/400 В; Класс точности: по активной энергии - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005; Гос. реестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01198283 | -каналообразующая аппаратура; -сервер БД; -ПО АльфаЦентр |
| 2 | ГРЩ1 Ввод 2 | Т-0,66 У3; 600/5; 0,5S; ГОСТ 77462001; Гос. реестр № 52667-13; Заводской номер: 321355, 540838, 231356 | Альфа А1805RAL-P4G-DW-4; !ном (Шакс) = 5(10)A; Шом =3х230/400 В; Класс точности: по активной энергии - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005; Гос. реестр СИ № 31857-11; Заводской номер: 01198282 | |
Примечания:
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 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». Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | amrserver.exe |
| | amrc.exe |
| | amra.exe |
| | cdbora2.dll |
| | encryptdll.dll |
| | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.2.1.0 и выше |
| | 4.3.0.0 и выше |
| | 4.3.0.0 и выше |
| | 4.2.0.0 и выше |
| | 2.0.0.0 и выше |
| | 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ac_metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета 2
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ 0,4
Отклонение напряжения от номинального значения, % ±10
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А 600
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 Альфа А 1805, ч, не менее 120000
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
| Таблица 3 - П | ределы допускаемых относительных погрешностей ИК |
| № ИК | Значе ние cosj | Пределы допускаемых относительных погрешностей |
| 0,0Пном<!< 0,05!ном | 0,05!ном< I < 0,2!ном | 0,21ном < 1 < 11ном | 11ном < 1 < 1,21ном |
| Активная энергия |
| 1 - 2 | 1,0 | ±2,1 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 1 - 2 | 0,8 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| 1 - 2 | 0,5 | ±5,5 | ±3,1 | ±2,2 | ±2,2 |
| Реактивная энергия |
| 1 - 2 | 0,8 | ±5,1 | ±3,7 | ±3,1 | ±3,1 |
| 1 - 2 | 0,5 | ±3,6 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик электрической энергии типа Альфа A1805RAL-P4G-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа Т-0,66 среднее время наработки на отказ не менее Т =219000 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи:
- для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
Регистрация времени и даты в журналах событий счетчиков:
- 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;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок;
- сервера БД.
б) защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на сервер БД;
- возможность использования цифровой подписи при передачи данных.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания 30 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состояний 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 ЗАО «АРМАТЭК».
Комплектность
1. Трансформатор тока Т-0,66У3
-6 шт. -2 шт. -1 шт. -1 шт. -1 шт. -1 шт. -1 шт. -1 шт.
2. Счетчик электрической энергии Альфа А1805КАЬ-Р40-Б’^4
3. GSM модем Марс-Энерго
4. Модем проводной AnCom STF
5. Сервер ПЭВМ
6. Программное обеспечение «Альфа Центр»
7. Методика измерений 905.П-КУЭ-ЭМ.МИ
8. Паспорт 905.П-КУЭ-ЭМ-ПC
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Идентификационные данные ПО приведены в п. 8.4.1 Паспорта.
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 таблице 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Измерения проводятся в соответствии с документом 905.П-КУЭ-ЭМ. МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ЗАО «АРМАТЭК». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00370-2015 от 06.08.2015 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «АРМАТЭК»
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 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
63070-16: Описание типа СИСкачать85.3 Кб