Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «ТРАНСКАТ» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «ТРАНСКАТ» (по адресу: г. Санкт-Петербург, Колпино, Ижорский завод, д.104, лит А), 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 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 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 - уровень измерительно-информационных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ),
- вторичные измерительные цепи,
- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.
2 -й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:
- центр сбора и обработки данных энергосбытовой компании ЗАО «Ижора -Энергосбыт» (далее ЦСОД) ;
- программное обеспечение (далее ПО) «АльфаЦЕНТР».
- 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 = U-I.
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.
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 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 часов счетчиков производится от часов ЦСОД ЗАО «Ижора-Энергосбыт» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов ЦСОД и часов счетчиков АИИС КУЭ более ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и ЦСОД АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, ЦСОД) не превышает ±5 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | Ввод от ТП-58/5 | ТШЛ-0,66-У2; 4000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47957-11; зав. № 601 зав. № 626 зав. № 625 | Альфа A1802RAL-P4G-DW-4; 1ном (Тмакс) = 5 (10) А; Uhom = 3 х 220/380 В; КТ: по активной энергии - 0,2S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 0,5, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01244003 | Каналообразующая аппаратура, ЦСОД , ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 2 | Ввод от ТП-58/6 | ТШЛ-0,66-У2; 4000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47957-11; зав. № 605 зав. № 604 зав. № 603 | Альфа A18O2RAL-P4G-DW-4; Ihom Смокс) = 5 (10) А; Uhom = 3 х 220/380 В; КТ: по активной энергии -0,2S; ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 0,5, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01244001 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 3 | Ввод от ТП-58/8 | ТШЛ-0,66-У2; 4000/5; 0,2S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47957-11; зав. № 609 зав. № 608 зав. № 607 | Альфа A18O2RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3 х 220/380 В; КТ: по активной энергии - 0,2S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 0,5, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01244002 | Каналообразующая аппаратура, ЦСОД , ПО «АльфаЦЕНТР» |
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
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 г., выданное ФГУП «ВНИИМС».
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «С» в соответствии с разд. 2.6 МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование ПО | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | отсутствует | 12.01 | 3E736B7F380863F44CC8 E6F7BD211C54 | MD5 |
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
| Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета | 3 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 0,4 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±10 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 4000 |
| Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока | от 1 до 120 |
Продолжение таблицы 3
| Коэффициент мощности, cos ф | 0,5 - 1 |
| Диапазон рабочих температур для компонентов системы: - трансформаторов тока, счетчиков, °С | от 5 до 35 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с, не более | ±5 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее: - Альфа A1802RAL-P4G-DW-4 | 120000 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ЗАО «ТРАНСКАТ» приведены в табл. 4.
| Номер ИК | Наименование присоединения | Значение COS(£ | 1 % 1ш < <5 % 1ш | 5%1нпм<[<20%11оМ | 20%U<I<100%IaM | 100 % IHCM< <120 %1ш |
| Активная энергия |
| 1 2 3 | Ввод от ТП-58/5 Ввод от ТП-58/6 Ввод от ТП-58/8 | 1,0 | ±1,0 | ±0,6 | ±0,4 | ±0,4 |
| 1 2 3 | Ввод от ТП-58/5 Ввод от ТП-58/6 Ввод от ТП-58/8 | 0,8 | ±1,3 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,6 |
| 1 2 3 | Ввод от ТП-58/5 Ввод от ТП-58/6 Ввод от ТП-58/8 | 0,5 | ±2,0 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 |
| Реактивная энергия |
| 1 2 3 | Ввод от ТП-58/5 Ввод от ТП-58/6 Ввод от ТП-58/8 | 0,8 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 |
| 1 2 3 | Ввод от ТП-58/5 Ввод от ТП-58/6 Ввод от ТП-58/8 | 0,5 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 (Альфа А1802) средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа ТШЛ-0,66-У2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 219000 ч., средний срок службы 25 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
- счетчиками электрической энергии:
o попыток несанкционированного доступа;
o связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
o коррекции текущих значений времени и даты;
o отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
o перерывов питания;
o самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов
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.
Защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на ЦСОД;
- возможность использования цифровой подписи при передачи данных.
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;
- ЦСОД - хранение результатов измерений и информации о состоянии 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 ЗАО «ТРАНСКАТ»
Комплектность
| Наименование | Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО) | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | ТШЛ-0,66 У2 | 9 |
| Счетчик электрической энергии | A18O2RAL-P4G-DW-4 | 3 |
| Аналоговый модем | Zyxel Omni 56K COM Plus EE | 1 |
| GSM-модем | Cinterion MC52iT | 1 |
| Преобразователь интерфейсов | MOXA NPort 6450 | 1 |
| ЦСОД с АРМ | ПЭВМ (IBM совместимый) | 1 |
| Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» | AC_PE_10 | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 041.2008-АСКУЭ-ИЭ | 1 |
| Методика измерений | 041.2008-АСКУЭ-МИ | 1 |
| Паспорт-формуляр | 041.2008-АСКУЭ-ПС | 1 |
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 041.2008-АСКУЭ-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «ТРАНСКАТ». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00270-2013 от 12.04.2013 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.
