Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосгорэнерго" (ООО УК "ТЭН-Девелопмент" ТК ГОРОД Л-153)

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1134 п. 63 от 04.10.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО УК «ТЭН-Девелопмент» ТК ГОРОД Л-153) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» (ООО УК «ТЭН-Девелопмент» ТК ГОРОД Л-153) представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Меркурий 230, класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в промышленный сервер (далее - сервер), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

В АИИС КУЭ измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока производится с помощью программного обеспечения на сервере сбора данных и на автоматизированном рабочем месте.

Подключение счетчиков к модему осуществляется с помощью интерфейса RS-232 или по интерфейсу RS-485 через преобразователь интерфейсов. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в ИВК ОАО «Мосгорэнерго». Измеренные значения активной (реактивной) электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных ИВК.

Для передачи данных с первого уровня на уровень ИВК используется сотовый канал связи (GSM900/1800). Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ,

установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.

Далее сервер при помощи программного обеспечения осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Internet в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам оптового рынка электрической энергии (мощности) (далее - ОРЭМ) в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.

Полученные данные и результаты измерений используются для расчета учетных показателей в точках поставки, согласованных со смежными субъектами ОРЭМ, и для оперативного управления энергопотреблением.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция системного времени производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени УСВ-1, подключенного к ИВК АИИС КУЭ. Коррекция часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с часами ИВК более чем на ± 2 c (программируемый параметр).

Для целей предотвращения физического доступа к токовым цепям и цепям напряжения счетчика и защиты метрологических характеристик системы предусмотрено выполнение следующих мероприятий: пломбирование корпусов счетчиков; испытательных коробок; клемм измерительных трансформаторов тока; установка прозрачной крышки из органического стекла на промежуточных клеммниках токовых цепей с последующим пломбированием. На программном уровне предусмотрена организация системы паролей с разграничением прав пользователей.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

Уровень ИВК содержит программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии про-граммно-го обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

6

ПО «АльфаЦЕНТР»

Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe)

Amrserver.exe

Не ниже 12.07.02

C58841F212EBB F2196C0449459 A83090

MD5

1

2

3

4

5

6

ПО «АльфаЦЕНТР»

драйвер ручного опроса счетчиков

Amrc.exe

Не ниже 12.07.02

A33FD8C19B167 375F70C6073671 64022

MD5

драйвер

автоматического

опроса счетчиков

Amra.exe

741399FDEB35D 94DA7818B70B CC85BDD

драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

DF4533DF5AA8 244B7FB63F675 63E5136

Библиотека шифрования пароля счетчиков

encryptdll.dll

0939CE05295FB CBBBA400EEA E8D0572C

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

B8C331ABB5E3 4444170EEE9317 D635CD

• Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

• Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Состав 1-го уровня

Ктт^Ктн^Ксч

Наименование измеряемой величины

Вид энергии

Метрологические характеристики

Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

Основная Погрешность ИК,

I 0/

± %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации,

I 0/

± %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ТП № 22093, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш., Луч А

н

Кт = 0,5 Ктт = 2000/5 № 26070-06

А

CT8/2000

38606

О о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

6,1

4,9

В

CT8/2000

28530

С

CT8/2000

45485

-

А В С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

09338457

2

ТП № 22093, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш., Луч Б

н

Кт = 0,5 Ктт = 2000/5 № 26070-06

А

CT8/2000

38591

о о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

6,1

4,9

В

CT8/2000

б/н

С

CT8/2000

38613

-

А

В

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

09339520

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

ТП № 22094, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш., Луч А

II

Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 № 37900-08

А

ТШЛ-0,66

0406001

300

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

4,7

В

ТШЛ-0,66

0406002

С

ТШЛ-0,66

0406003

ТН

-

А

В

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

09338335

4

ТП № 22094, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш., Луч Б

II

Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 № 37900-08

А

ТШЛ-0,66

0406004

300

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

4,7

В

ТШЛ-0,66

0406005

С

ТШЛ-0,66

0406006

ТН

-

А

В

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

09338306

5

ТП № 22117, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш., Луч А

II

Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 № 37900-08

А

ТШЛ-0,66

0406007

300

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

4,7

В

ТШЛ-0,66

0406008

С

ТШЛ-0,66

0406009

ТН

-

А

В

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

09338305

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

6

ТП № 22117, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш., Луч Б

н н

Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 № 37900-08

А

ТШЛ-0,66

0406010

о о с<->

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

4,7

В

ТШЛ-0,66

0406011

С

ТШЛ-0,66

0406012

К н

-

А

В

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

09330724

7

ТП № 22608, РУ-0,4 кВ, 1 сек.ш., Луч А

н н

Кт = 0,5 Ктт = 2000/5 № 19690-03

А

CTR12.2000

07318/03

о о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

6,1

4,9

В

CTR12.2000

07418/03

С

CTR12.2000

07518/03

К н

-

А

В

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

09338229

8

ТП № 22608, РУ-0,4 кВ, 2 сек.ш., Луч Б

н н

Кт = 0,5 Ктт = 2000/5 № 19690-03

А

CTR12.2000

09718/03

о о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

6,1

4,9

В

CTR12.2000

09818/03

С

CTR12.2000

09918/03

К н

-

А

В

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

09339553

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

9

ВРУ-0,4 кВ

ООО "Альянс" ввод 1

II

Кт = 0,5S Ктт = 200/5 № 26100-03

А

ТСН-6

123889

о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

4,7

В

ТСН-6

123888

С

ТСН-6

123885

ТН

-

А

В

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

15589520

10

ВРУ-0,4 кВ

ООО "Альянс" ввод 2

II

Кт = 0,5S Ктт = 200/5 № 26100-03

А

ТСН-6

123886

о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

4,7

В

ТСН-6

123890

С

ТСН-6

123887

ТН

-

А

В

С

-

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

14756391

В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 2 (5) % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -25 °С до 30 °С

1. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока -(1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота -(50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С; ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков: (23 ± 2) °С ;

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

2. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) - 0,5 - 1,0(0,6 -0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 35 °С;

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosф=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 55 °С;

- относительная влажность воздуха - (40-60) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

3. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном (ООО УК «ТЭН-Девелопмент» ТК ГОРОД Л-153) порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 150 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;

• компоненты ИВК - УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т0=35 000, среднее время восстановления работоспособности Тв = 1 ч;

Надежность системных решений:

• Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

• Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• Ремонтопригодность;

• Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;

• Резервирование элементов системы;

• Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

• Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

• журнал событий счетчика:

- попытки несанкционированного доступа;

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания.

• журнал событий ИВК:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывов электропитания;

- программных и аппаратных перезапусков;

- установка и корректировка времени;

- нарушение защиты ИВК;

- отсутствие/довосстановление   данных   с указанием точки измерений и

соответствующего интервала времени.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО УК «ТЭН-Девелопмент» ТК ГОРОД Л-153) типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» (ООО УК «ТЭН-Девелопмент»

ТК ГОРОД Л-153) представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» (ООО УК «ТЭН-Девелопмент» ТК ГОРОД Л-153)

Наименование

Количество

Трансформаторы тока СТ8

6 шт.

Трансформаторы тока ТШЛ-0,66

12 шт.

Трансформаторы тока CTR12

6 шт.

Трансформаторы тока ТСН-6

6 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230»

10 шт.

Устройство синхронизации времени УСВ-1

1 шт.

Сервер HP Proliant ML370 R05 E5335

1 шт.

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР»

1 шт.

Формуляр

1 экземпляр.

Инструкция по эксплуатации

1 экземпляр

Методика поверки

1 экземпляр

Поверка

осуществляется по документу МП 55149-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО УК «ТЭН-Девелопмент» ТК ГОРОД Л-153). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- счетчиков электрической энергии трехфазных статических «Меркурий 230» - в соответствии с «Методикой поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;

- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

- по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО УК «ТЭН-Девелопмент» ТК ГОРОД Л-153). Технорабочий проект МГЭР.411713.004.050-ТРП»

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО УК «ТЭН-Девелопмент» ТК ГОРОД Л-153)

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

2. ГОСТ 7746-2001   «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

3. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22: 2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

4. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

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

6. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

7. «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ООО УК «ТЭН-Девелопмент» ТК ГОРОД Л-153). Технорабочий проект МГЭР.411713.004.050-ТРП.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание