Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "МЭК" г. Мытищи с Изменением №1, №2

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 37 п. 01 от 20.01.2015Приказ 1803 п. 06 от 12.11.2014Приказ 1321 п. 01 от 11.11.2013Приказ 1052 п. 25 от 21.11.2012Приказ 4782 от 06.09.11 п.66
Класс СИ 34.01.04
Примечание 20.01.2015 Внесены изменения в описание типа12.11.2014 утвержден вместо 47643-12
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «МЭК» г. Мытищи с Изменениями № 1, № 2 является дополнением к описаниям типа системы автоматизированной     информационно-измерительной     коммерческого     учета

электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "МЭК" г. Мытищи, Свидетельства об утверждении типа RU.E.34.001.A № 43682, RU.E.34.001.A № 48818, регистрационный № 47643-11, № 4764312, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 11 и № 12.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «МЭК» г. Мытищи с Изменениями № 1, № 2 (далее -АИИС КУЭ ОАО «МЭК») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи и потребления отдельными технологическими объектами, а также сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «МЭК» представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ОАО «МЭК» решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в сутки, 1 раз в месяц) и /или по запросу автоматический сбор   привязанных к единому календарному времени

результатов   измерений   приращений электроэнергии   с   заданной

дискретностью учета (30 мин, сутки, месяц);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных,

отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии

результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений,

данным о состоянии средств измерений со стороны сервера;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, электронных ключей, программных паролей);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных

средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация и коррекция

показаний часов компонентов АИИС КУЭ).

АИИС КУЭ ОАО «МЭК» включает в себя:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.01 (Госреестр РФ № 36697-12) класса точности 0,5S/1,0, образующие первый уровень системы;

- информационно-вычислительный комплекс ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр РФ № 44595-10), включающего в себя сервер, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УССВ-2 (Госреестр РФ № 54074-13), а так же программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», образующий второй уровень системы.

В состав АИИС КУЭ ОАО «МЭК» входит каналообразующая аппаратура, ряд вспомогательных технических средств, а так же автоматизированные рабочие места (АРМы), оснащенные ПО «АльфаЦЕНТР».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии.

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 . 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.

Сервер сбора данных HP ProLiant ML350 осуществляет сбор результатов измерений со счетчиков электроэнергии по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам и информационное взаимодействие с организациями - участниками оптового рынка электроэнергии.

При помощи ПО «АльфаЦЕНТР», установленного на сервере АИИС КУЭ ОАО "МЭК", формируется и отсылается файл XML-формата, содержащий измерительную информацию по ИК данной системы в соответствии с регламентом ОАО «АТС».

Дополнительно на сервер АИИС КУЭ ОАО «МЭК» поступают данные в XML-формате с сервера ОАО «Мосэнерго» по ИК № 60 АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» (Госреестр № 38899-12, присоединение ОАО «Электросеть» Фидер 7 ЦРП-2 10 кВ ТЭЦ27).

При помощи ПО «АльфаЦЕНТР» сервера АИИС КУЭ ОАО «МЭК» производится импорт результатов измерений с файла XML-формата по ИК № 60 АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» в базу данных «АльфаЦЕНТР» сервера ОАО «МЭК». После того, как результаты измерений по ИК № 60 обработаны, сохранены и записаны в БД «Альфа-ЦЕНТР», формируется файл XML-формата, содержащий измерительную информацию, который передается в ОАО «АТС».

Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электрической энергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребления.

Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ОАО «МЭК»: трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и сервера соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. В системе обеспечена возможность автономного, удаленного и визуального съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в счетчиках не менее 35 суток, на сервере - не менее 3,5 лет.

Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ ОАО «МЭК» организована на базе GPS-приемника типа УССВ-2, подключенного к серверу. Контроль расхождения времени производится через каждые 5 минут, коррекция - по факту наличия расхождения, превышающего ±1 с. Коррекция времени электросчётчиков производится от сервера. Контроль расхождения времени производится при каждом опросе счётчика, коррекция -по факту наличия расхождения, превышающего ±2 с.

Для защиты информационных и измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «МЭК» от несанкционированных вмешательств предусмотрена механическая и программная защита, установка паролей на счетчики и сервер.

Предусмотрено резервирование основного источника питания сервера, счетчиков и каналов передачи цифровой информации.

Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов, и информационные кабели, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.

При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт после возобновления питания.

Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «МЭК» приведен в Таблице 1.

Таблица 1 - Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «МЭК»

№ ИК

Наименование

Вид СИ (наименование, тип, количество, номер Г осреестра)

Метрологические характеристики (МХ) СИ

11

РТП-630 Ввод от ТЭЦ-27 ф. 91

ТТ ТПОЛ-10 У3, 3 шт. Г/р № 47958-11

Класс точности 0,5S Ктт= 400/5

ТН ЗНОЛ.06-10 У3, 3 шт. Г/р № 46738-11

Класс точности 0,5

Ктн= (10000/^3)/(100^3)

счетчик

СЭТ-4ТМ.03М.01 Г/р № 36697-12

Класс точности 0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

12

РТП-630 Ввод от ТЭЦ-27 ф.105

ТТ ТПОЛ-10 У3, 3 шт. Г/р № 47958-11

Класс точности 0,5S Ктт= 400/5

ТН ЗНОЛ.06-10 У3, 3 шт. Г/р № 46738-11

Класс точности 0,5 Ктн= (10000/^3)/(100^3)

счетчик

СЭТ-4ТМ.03М.01 Г/р № 36697-12

Класс точности 0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

11, 12

комплекс измерительновычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» Г/р № 44595-10

МХ приведены в разделе "Программное обеспечение"

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в порядке, установленном в ОАО «Мытищинская электросетевая компания». Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «МЭК» как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного на сервере АИИС КУЭ ОАО «МЭК», приведены в таблице 2.

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 электрической энергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».

Таблица 2 - Идентификационные данные_______________________________________________

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентифика тора программного обеспечения

ПО «АльфаЦЕНТР» АС-SE

Планировщик опроса и передачи данных - Amrserver.exe

RTU327 AmrServer

4.2.1.0 -

4.ХХ.Х.Х

045761ае9е8е 40с82Ь061937 aa9c5b00

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД-Amrc.exe

RTU327 Amr Module

4.3.2.0 -

4.ХХ.Х.Х

a03e24a95767 ba55657bbd60 6cd83b61

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД-Amra.exe

RTU327 Amr Module

4.3.0.0 -

4.ХХ.Х.Х

4b2c8c46e39b 5c6c9a8d3b81 20d5d825

Драйвер работы с БД - Cdbora2.dll

Oracle database driver for ACComm

4.2.0.0 -

4.ХХ.Х.Х

860d26cf7a0d 26da4acb3862 aaee65b1

Библиотека шифрования пароля счетчиков - encryptdll.dll

Идентификационное наименование отсутствует

2.0.0.0

0939ce05295f bcbbba400eeae 8d0572c

Библиотека сообщений планировщика опросов -alphamess.dll

Идентификационное наименование отсутствует

нет сведений

b8c331abb5e3 4444170eee93 17d635cd

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010: С.

Технические характеристики

Основные технические и метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «МЭК» приведены в таблицах 3, 4, 5.

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Примечания

Количество измерительных каналов

2

ИК 11, 12

Номинальное напряжение на вводах и отходящих линиях системы, кВ

10

ИК 11, 12

Отклонение напряжения, % от номинального, не более

±10

В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта

Номинальный ток, А

400

ИК11, 12

Диапазон изменения тока, % от номинального, не более

от 2 до 120

В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта

Диапазон изменения коэффициента мощности

от 0,5 до 1,0

В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта

Фактический диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

трансформаторы напряжения, тока; электросчетчики.

от минус 15 до плюс 40

от минус 15 до плюс 40

ИК 11, 12

Суточный ход системных часов, с/сутки

±5

С учетом коррекции по GPS

Предел допускаемого значения разности показаний часов всех компонентов системы, с

±5

С учетом внутренней коррекции времени в системе

Срок службы, лет:

трансформаторы напряжения, тока;

электросчетчики

25

30

В соответствии с технической документацией завода-изготовителя

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной электрической энергии и мощности для рабочих условий эксплуатации)

№ ИК

Значение cos ф

±5w P2 %

Для диапазона 2%< I/ 1ном <5%

±3w P5%

Для диапазона 5%< I/ 1ном <20%

±3w P20%

Для диапазона 20%< I/ 1ном <120%

11, 12

1

±2,6

±2,0

±1,9

0,8

± 3,8

±3,0

±2,6

0,5

± 5,9

±3,8

±3,2

Лист № 6

Всего листов 7

Таблица 5 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения реактивной электрической энергии и мощности для рабочих условий эксплуатации)

ИК

Значение сОБф/зШф

±3w Q2%

Для диапазона 2%< I/ 1ном <5%

±3w Q5%

Для диапазона 5%< I/ Хном <20%

±3w Q20%

Для диапазона 20%< I/ Тном <120%

11, 12

0,8/0,6

±6,1

±4,9

±4,5

0,5/0,9

±4,5

±3,9

±3,8

±5W р 2% (±5w q 2% )- предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 2 % < I/ 1ном < 5 %

±3W р 5% (±3w q 5%) - предел допускаемой относительной погрешности измерений

активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 5 % < I/ 1ном < 20 %

±3W P 20% ( 3W q 20% )- предел допускаемой относительной погрешности измерений активной (реактивной) электроэнергии для диапазона 20 % < I/ 1ном < 120 %

Знак утверждения типа

наносится типографским или иным способом на титульные листы эксплуатационной документации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «МЭК» г. Мытищи с Изменениями № 1, № 2.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «МЭК» приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность

Тип

Количество (шт.)

Измерительные трансформаторы тока

ТПОЛ-10 У3

6

Измерительные трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-10 У3

6

Счетчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М.01

2

У стройство синхронизации системного времени

УССВ-2

1

Измерительно-вычислительный комплекс

ИВК «АльфаЦЕНТР»

1

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»

1

Эксплуатационная документация

1 комплект

Методика измерений

1

Методика поверки МП-2203 -0219-2011

1

Поверка

осуществляется по документу МП-2203-0219-2011 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «МЭК» г. Мытищи. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в июле 2011 г.

Средства поверки СИ - по документам на измерительные компоненты:

ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

Лист № 7

Всего листов 7

ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»; ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Методика поверки. ИЛГШ.411152.145 РЭ1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.

УССВ-2 - по документу «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки. МП-РТ-1906-2013. ДЯИМ.468213.001 МП», утвержденному ФГУ «Ростест-Москва» в 2013 г.

Радиочасы МИР РЧ-01, Госреестр РФ № 27008-04.

Сведения о методах измерений

«Методика измерений количества электрической энергии с использованием Системы автоматизированной     информационно-измерительной     коммерческого     учета

электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «МЭК» г. Мытищи с Изменением № 2, аттестованная ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание