Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности жилого комплекса со встроенными помещениями по адресу: г.С.-Петербург, Петергофское шоссе, уч.32 (севернее пересечения с ул.Пограничника Гарькавого

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности жилого комплекса со встроенными помещениями по адресу: г. Санкт-Петербург, Петергофское шоссе, уч.32 (севернее пересечения с улицей Пограничника Гарькавого), квартал 38-2 (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:

-    сервер баз данных диспетчерской жилого комплекса (далее-сервер БД),

-    технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура),

-    модуль коррекции времени.

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 - Р ) ’ .

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р 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 по резервному каналам GSM связи.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя модуль коррекции времени МКВ-02Ц, осуществляющий синхронизацию часов сервера БД по сигналам точного времени системы глобального позиционирования (GPS).

Коррекция часов сервера уровня ИВК осуществляется от модуля коррекции времени МКВ-02Ц автоматически, если расхождение превосходит ±2 с. Контроль времени в ИИК происходит каждый сеанс связи с сервером уровня ИВК. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера и часов счетчиков 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

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 табл. 2.

Таблица 2

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

16

0,4

±5

1000 (ИК 1-4,9-14) 800 (ИК5,6)

400 (ИК15,16)

300 (ИК7,8) от 1 до 120 0,5 - 1

от 0 до 30 ±5

150000

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Коэффициент мощности, cos ф

Диапазон рабочих температур для компонентов системы ,°С

- трансформаторов тока, счетчиков

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с.

Средняя наработка на отказ счетчиков Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN,

ч, не менее

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.

Таблица 3

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счётчик электрической энергии типа Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 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 35 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 электроэнергии и мощности жилого комплекса со встроенными помещениями по адресу: г. Санкт-Петербург, Петергофское шоссе, уч.32 (севернее пересечения с улицей Пограничника Гарькавого), квартал 38-2

Комплектность

1.    Трансформатор тока Т-0,66

-48 шт. -16 шт. -2 шт. -1 шт. -1 шт. -1 шт. -1 шт. -1 шт. -1 шт.

2.    Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN

3.    GSM модем Teleofis RX 108-R2

4.    Сервер ПЭВМ

6.    Преобразователь интерфейсов МОХА NPort 5650-8-DT-J

7.    Модуль коррекции времени МКВ-02Ц

8.    Программное обеспечение «Альфа Центр»

9.    Методика измерений 58317473.422231.1406-04. МИ

10.    Паспорт-формуляр 58317473.422231.1406-04. ПС

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 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

Измерения проводятся в соответствии с документом 58317473.422231.1406-04.МИ « Методика измерений электрической энергии и мощности с помощью системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности жилого комплекса со встроенными помещениями по адресу: г. Санкт-Петербург, Петергофское шоссе, уч.32 (севернее пересечения с улицей Пограничника Гарькавого), квартал 38-2».

Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00362-2015 от 30.04.2015г.

Нормативные    документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности жилого комплекса со встроенными помещениями по адресу: г. Санкт-Петербург, Петергофское шоссе, уч. 32 (севернее пересечения с улицей Пограничника Г арькавого), квартал 38-2

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».