Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «Невские пороги» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Невские пороги» по адресу: г. Санкт-Петербург, Ленинградская область, Всеволожский район, поселок им. Свердлова, мкр. № 1, уч.15/4), 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 - трансформаторы тока (ТТ) типа ТМ-0,66М У3, 1000/5, Госреестр СИ № 36382-07 и ТТЭ-85,1000/5, Госреестр СИ № 32501-08, класс точности 0,5S по ГОСТ 77462001 и счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа Альфа А1805RAL-P4GB-DW-4, Госреестр СИ № 31857-11, класс точности 0,5S по ГОСТ Р 523232005 для активной электрической энергии и класс точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (3 точки измерения);
2-й уровень - каналообразующая аппаратура (преобразователи интерфейсов, модемы), центр сбора и обработки данных (ЦСОД) совмещенный с автоматизированным рабочим местом (АРМ) энергетика с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии типа Альфа А1805RAL-P4GB-DW-4.
Счетчики производят измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывают 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 производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U*I.
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 данных в ЦСОД АРМ потребителя осуществляется по локальной сети предприятия. Передача данных в ЦСОД гарантирующего поставщика (сбытовой компании) осуществляется по каналу телефонной сети общего пользования (ТФОП) или каналу передачи данных стандарта GSM.
Коррекция часов счетчиков производится от часов ЦСОД гарантирующего поставщика (сбытовой компании) 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 передается в ЦСОД АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, сервера БД) 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
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Счетчик электрической энергии | Оборудование(2-й уровень) |
| 1 | ТП-1 Т1 | Т-0,66 М У3; 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 36382-07 зав.№ 887685; зав. № 887684; зав. № 887683 | Альфа А1805 RAL-P4GB-DW-4 ; !-ном (1макс) 5 (10) А; ^ом = 3х220/380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. №: 01248280 | Каналообразующая аппаратура, ПО АльфаЦентр |
| 2 | ТП-1 Т2 | Т-0,66 М У3; 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 36382-07 зав.№ 887733; зав. № 887732; зав. № 887731 | Альфа А1805 RAL-P4GB-DW-4; !-ном (1макс) 5 (10) А; ^ом = 3х220/380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01248281 | |
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Счетчик электрической энергии | Оборудование(2-й уровень) |
| 3 | ТП-2 Т3 | ТТЭ-85; 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 32501-08 зав.№ 24847; зав. № 24852; зав. № 24824 | Альфа А1805 RAL-P4GB-DW-4; 1ном (1макс) 5 (10) А; ином = 3х220/380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. №: 01212058 | |
Примечание: Допускается замена измерительных трансформаторов, 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» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» под № 44595-10.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - C.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» PE | Ac_metrology.dll | 12.01 | 3E736B7F380863F44 CC8E6F7BD211C54 | MD5 |
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР»;
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 | 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 5 до 35 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее | 120000 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «Невские пороги» приведены в табл. 4.
Таблица 4
| № ИК | Наименование присоединения | Значение cosj | 1%1ном < I < 5%1ном | 5%1ном < I < 20%1ном | 20%!ном < I < 100%!ном | 100%!ном < I < 120%!ном |
| Активная энергия |
| 1 | ТП-1 Т1 | | | | | |
| 2 | ТП-1 Т2 | 1,0 | ±2,1 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 3 | ТП-2 Т3 | | | | | |
| 1 | ТП-1 Т1 | | | | | |
| 2 | ТП-1 Т2 | 0,8 | ±3,0 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,3 |
| 3 | ТП-2 Т3 | | | | | |
| 1 | ТП-1 Т1 | | | | | |
| 2 | ТП-1 Т2 | 0,5 | ±5,4 | ±3,0 | ±2,1 | ±2,1 |
| 3 | ТП-2 Т3 | | | | | |
| Реактивная энергия |
| 1 | ТП-1 Т1 | | | | | |
| 2 | ТП-1 Т2 | 0,8 | ±5,0 | ±3,5 | ±2,9 | ±2,9 |
| 3 | ТП-2 Т3 | | | | | |
| 1 | ТП-1 Т1 | | | | | |
| 2 | ТП-1 Т2 | 0,5 | ±3,5 | ±2,8 | ±2,4 | ±2,4 |
| 3 | ТП-2 Т3 | | | | | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч., средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа Т-0,66 М У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400000 ч., средний срок службы 25 лет;
- трансформаторы тока типа ТТЭ-85 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 30000 ч., средний срок службы 25 лет
Надежность системных решений:
■ резервирование каналов связи и баз данных: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по основному и резервному каналам передачи данных. Данные результатов измерений сохраняются в резервируемых базах данных потребителя и гарантирующего поставщика.
■ регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика, трансформатора тока;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной колодки;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на ПО ЦСОД АРМ.
Глубина хранения информации:
■ счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее
120 суток;
■ ЦСОД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измери-тельную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Невские пороги».
Комплектность
| Наименование | Кол-во |
| Трансформатор тока Т-О,66 МУ3 | 6 |
| Трансформатор тока ТТЭ-85 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный типа Альфа А1805 RAL-P4GB-DW -4 | 3 |
| Аналоговый модем ZyXEL U336Eplus | 1 |
| GSM-модем Novacom RRUS-MC-52iT | 1 |
| Преобразователь интерфейсов MOXA NPort 6450 | 1 |
| Методика измерений ЭУАВ.031204.006-МИ | 1 |
| Паспорт ЭУАВ.031204.006-МИ -ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная 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 таблице 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе ЭУАВ.031204.006-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «Невские пороги». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00254-2012 от 12.12.2012.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «Невские пороги»
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. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ПОВЕРКИ».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
