Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Питерформ» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Питерформ», 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 электрической энергии;
- периодический (1 раз в 30 мин, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 электрической энергии (далее внешние организации);
- 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 точек измерения (уровень ТИ):
- трансформаторы тока (ТТ);
- трансформаторы напряжения (ТН);
- счётчики электрической энергии многофункциональные.
2-й уровень - уровень базы данных (уровень БД):
- каналообразующая аппаратура;
- сервер баз данных (далее БД);
- программное обеспечение «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счётчиков электрической энергии многофункциональных типа СЭТ-4ТМ.03М.01.
Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = UI.
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 каналу передачи данных стандарта GSM поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - втором уровне системы сервер БД осуществляет сбор, обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение поступающей информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача данных внешним организациям осуществляется по каналу передачи данных стандарта GSM.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера базы данных гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД гарантирующего поставщика и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков) не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Но | Наименование объекта | | Состав измерительного канала | |
| мер ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Уро вень ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТП-1, РУ-10 кВ, ввод 1 | SVA 100-100-45; 150/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 38612-08; зав. № 10-644107, 10-644103, 10-644104 | TJC 4; 10000/V3 /иху^/з; КТ 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 17080-98; зав. № 1VLT5210009127, 1VLT5210009130, 1VLT5210009145 | СЭТ-4ТМ.03М.01; !ном (1макс) = 5 (10) А; Шом = 3х(57,7-100)/(100-200) В; КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 36697-12; зав. № 0808102235 | Каналообразующая аппаратура, сервер БД, ПО «АльфаЦЕНТР», Госреестр СИ № 44595-10 |
| 2 | ТП-1, РУ-10 кВ, ввод 2 | SVA 100-100-45; 150/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 38612-08; зав. № 10-644108, 10-644106, 10-644105 | TJC 4; 10000/V3 /100/^3; КТ 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 17080-98; зав. № 1VLT5210009110, 1VLT5210009112, 1VLT5210009115 | СЭТ-4ТМ.03М.01; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3х(57,7-100)/(100-200) В; КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 36697-12; зав. № 0808101531 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ТП-1, РУ-10 кВ, ввод 3 | SVA 100-100-45; 100/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 38612-08; зав. № 10-627073, 10-627071, 10-627079 | TJC 4; 10000/V3 /100/V3; КТ 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 17080-98; зав. № 1VLT5210009111, 1VLT5210009113, 1VLT5210009114 | СЭТ-4ТМ.03М.01; !ном (1макс) = 5 (10) А; Шом = 3х(57,7-100)/(100-200) В; КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 36697-12; зав. № 0808101567 | Каналообразующая аппаратура, сервер БД, ПО «АльфаЦЕНТР», Госреестр СИ № 44595-10 |
| 4 | ТП-1, РУ-10 кВ, ввод 4 | SVA 100-100-45; 100/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 38612-08; зав. № 10-627058, 10-627060, 10-627057 | TJC 4; 10000/V3 /100/^3; КТ 0,5, ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 17080-98; зав. № 1VLT5210009107, 1VLT5210009120, 1VLT5210009123 | СЭТ-4ТМ.03М.01; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 3х(57,7-100)/(100-200) В; КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 36697-12; зав. № 0808101636 |
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
ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электроэнергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.
Идентификационные данные ПО представлены в табл. 2.
Т аблица 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» PE | отсутствует | 12.01 | 3E736B7F380863F44 CC8E6F7BD211C54 | MD5 |
ПО внесено в Г осреестр СИ РФ в составе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии ИВК «АльфаЦЕНТР», № 44595-10.
ПО «АльфаЦЕНТР» имеет свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 г., выданное ФГУП «ВНИИМС».
Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Количество ИК коммерческого учета 4
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ 10
Отклонение напряжения от номинального, % ±20
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А
ИК 1, 2 150
ИК 3, 4 100
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, трансформаторов напряжения, счетчиков от 5 до 30
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех
компонентов системы, с ±5
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее 165000
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «Питерформ» приведены в табл. 3.
Таблица 3
| Номер ИК | Значение cosj | 1 % 1ном < < 5 % 1ном | 5 % 1НоМ <1 <20 % 1НоМ | 20 % U <1 <100 % U | 100 % u <1 <120 % и |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Активная энергия |
| 1 2 3 4 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| Реактивная энергия |
| 1 2 3 4 | 0,8 | не регламентируется | ±4,3 | ±3,8 | ±3,8 |
| 0,5 | не регламентируется | ±3,7 | ±3,3 | ±3,3 |
Примечание - В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ, не менее Т = 165000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор напряжения - средняя наработка на отказ Т = 5100000 ч.
Надежность системных решений:
■ регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной колодки;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
■ счетчик - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
■ сервер БД - 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-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Питерформ».
Комплектность
1. Трансформатор тока SVA
12 шт. 12 шт. 4 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт.
2. Трансформатор напряжения TJC 4
3. Счётчик электрической энергии трехфазный типа СЭТ-4ТМ.03М.01
4. GSM/GPRS модем TELEOFIS RX108-R RS485
5. GSM/GPRS модем TELEOFIS RX101-R USB GPRS
6. Сервер базы данных
7. ПО «АльфаЦЕНТР»
8. Методика измерений 58317473.422231.4500007336.МИ
9. Паспорт 58317473.422231.4500007336.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
Методика измерений приведена в документе 58317473.422231.4500007336.МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Питерформ». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00288-2013 от 30 августа 2013 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «Питерформ»
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.
