Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «КК» (РП-51,яч.1,7) (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «КК», сбора, обработки, хранения и отображения 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);
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);
- вторичные измерительные цепи;
- счетчики электрической энергии.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:
- автоматизированное рабочее место главного энергетика (далее АРМ);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
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 (P) 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 показаний часов счетчиков производится от часов сервера БД ОАО «Петербургская сбытовая компания» 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
| Номер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительных каналов |
| ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) |
| 1 | РП-51,РУ-10 кВ, Яч.1 | ТОЛ-10-1-1 У2; 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 15128-07 Заводской номер: 3170 8156 8155 | НАМИТ-10-2 УХЛ2; 10000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 16687-07 Заводской номер: 3545100000005 | Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN; 1ном (Ыакс) = 5 (7,5) А; Uhom = 400 В; Класс точности: - 0,5S по активной энергии ГОСТ Р 52323-2005; -1,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 11108468 | Каналообразующая аппаратура; АРМ главного энергетика; ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 2 | РП-51,РУ-10 кВ, Яч.7 | ТОЛ-10-1-1 У2; 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 15128-07 Заводской номер: 8162 616 8163 | НАМИТ-10-2 УХЛ2; 10000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001 Госреестр СИ № 16687-07 Заводской номер: 3545100000003 | Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN; Ihom (Ыакс) = 5 (7,5) А; Uhom = 400 В; Класс точности: - 0,5S по активной энергии ГОСТ Р 52323-2005; -1,0 по реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 23345-07; Заводской номер: 11108459 |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии 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 «Альфа-ЦЕНТР» под № 44595-10.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Идентификацио н-ное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Планировщик опроса и передачи данных -Amrserver.exe | Elster AmrServer | 3.30.0.0 | 6a6fb014f69ccc963f4c 59449fd933a9 | md5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД -Атгс.ехе | RTU327 Amr Client | 3.30.8.0 | 6034c494db711414ac3 54248cdaf6fd4 | md5 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД - Amra.exe | RTU327 Amr Client | 3.30.8.0 | 8bf6924319c2470e4d0f 4b1f703409df | md5 |
| Драйвер работы с БД -Cdbora2.dll | Oracle database driver for ACComm | 3.30.0.0 | 1285eec8e0179fcf3b44 645747eb6056 | md5 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков -encryptdll.dll | Идентификацио н-ное наименование отсутствует | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbbba40 0eeae8d0572c | md5 |
| Библиотека сообщений планировщика опросов - alphamess.dll | Идентификацио н-ное наименование отсутствует | нет данных | b8c331abb5e34444170 eee9317d635cd | md5 |
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета
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 от 1 до 120
Коэффициент мощности, cos ф от 0,5 до 1
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:
- трансформаторов тока, счетчиков от 3 до 43
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с ±5
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее:
- Меркурий 230 ART2 150000
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
| № ИК | Значение cos<p | 0,011ном < I < 0,051ном | 0,051ном < I < 0,21ном | 0,21ном < I < 11ном | 11ном < 1 < 1,21ном |
| Активная энергия |
| 1 - 2 | 1,0 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,7 | ±1,7 |
| 1 - 2 | 0,8 | ±3,4 | ±2,3 | ±2,0 | ±2,0 |
| 1 - 2 | 0,5 | ±5,8 | ±3,6 | ±2,8 | ±2,8 |
| Реактивная энергия |
| 1 - 2 | 0,8 | ±5,7 | ±4,2 | ±4,0 | ±4,0 |
| 1 - 2 | 0,5 | ±4,3 | ±3,6 | ±3,5 | ±3,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока типа ТОЛ-10-1-1У2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-2 УХЛ2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400000 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 электрической энергии:
- 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;
б) защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на АРМ.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
- АРМ - хранение результатов измерений и информации о состоянии 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 ОАО «КК» (РП-51,яч.1,7).
Комплектность
1. Трансформатор тока ТОЛ-10-1-1 У2 - 6 шт.
2. Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 - 2 шт.
3. Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN - 2 шт.
4. Многоканальное устройство связи МУСЕ200-1 - 1 шт.
5. Модем D-Link DFM-562E - 1 шт.
6. Сотовый модем IRZ MC 52iT - 1 шт.
7. АРМ - 1 шт.
8. Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» - 1 шт.
9. Методика измерений И-019/11-00-АУ МИ - 1 шт.
10. Паспорт И-019/11-00-АУ ПС - 1 шт.
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 табл. 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «КК» (РП-51,яч.1,7) И-019/11-00-АУ МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.000326-2014 от 08.05.2014 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».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
