Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческою учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Дэнир» (далее по тексту - АПИС КУЗ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии,, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности на розничном рынке электроэнергии (РРЭ) по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в АИИС КУЭ ОАО «Московская объединенная электросетевая компания» (ОАО «МОЭСК») и АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерении могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ построена на основе ИНК «Альфа Центр» (Госреестр № 20481-00) и представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную сястему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (TH), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи, шлюз Е-422, устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня.
В качестве АРМ энергетика используется компьютер с установленным программным обеспечением АС_РЕ (ПО «Альфа Центр»).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) 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;
- передача результатов измерений в ОАО «МОЭСК» и ОАО «Мосэнергосбыт», а также предоставление им контрольного доступа;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков и шлюза. .
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые но 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений в ОАО «МОЭСК» и ОАО «Мосэнергосбыт» передаются в целых листах кВт-ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы шлюза. Шлюз производит хранение измерительной информации. Обработка (умножение на коэффициенты трансформации) происходит при запросах с верхнего уровня АИИС КУЭ.
Передача запросов на шлюз и получение измерительной информации со шлюза на АРМ энергетика производится в автоматическом режиме (1 раз в 30 минут) по локальной вычислительной сети (далее по тексту - ЛВС) стандарта Ethernet. На АРМ энергетика выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование, хранение и оформление справочных и отчетных документов.
Передача коммерческой информации в ОАО «МОЭСК» и ОАО «Мосэнергосбыт» реашзована с использованием электронных документов в XML формате. Электронный документ может подтверждаться ЭЦП. Файл включается в почтовое сообщение как вложение и пересылается по электронной почте.
Описание программного обеспечения
В состав ПО ЛИИС КУЭ входит: ПО АРМ энергетика и встроенное ПО счеттиков и шлюза.
Программные средства АРМ энергетика содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД Oracle) и прикладное ПО «Альфа Центр» (АСРЕ).
АНИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, шлюза, АРМа энергетика).
В качестве базового прибора СОЕВ используется устройство синхронизации времени (УССВ) MR-350 производства GlobalSat.
Синхронизация времени шлюза происходит по времени подключенного к нему УССВ. Сличение времени шлюза временем УССВ происходит с цикличностью 1 раз в 10 с. Коррекция времени проводится при расхождении времени шлюза со временем УССВ на величину более ± 2 с.
Синхронизация времени АРМа энергетика осуществляется по времени шлюза. Сличение времени АРМ энергетика со временем шлюза происходит при каждом сеансе связи (1 раз в 30 минут). Коррекция времени проводится при расхождении времени АРМа энергетика со временем шлюза на величину более ±2 с.
Синхронизация времени счетчиков осуществляется по времени шлюза. Сличение времени счетчиков со временем шлюза происходит при каждом сеансе связи (1 раз в 30 минут). Корректировка времени осуществляется 1 раз в сутки при расхождении времени счетчиков со временем шлюза на величину более ± 2 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ i5 с/сутки.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1
Таблица 1
| № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжений | Счетчик электрической энергии | Шлюз |
| 1 | РП-72 ТСН-1 | ТОП-9,66 50/5 Кл. точности 0,5 Госрссстр № 15174-06 Зав. № 9039286 Зав. № 9040232 Зав. №9040240 | Прямое включение | Меркурий 230 AR.T-03 PQRSIDN Кд. точности 0,53/1,0 Гос реестр № 23345-07 Зав. № 04456139 | Шлюз Е-422 Зал.У" 200906004 Гисресстр №36638-07 | и 1 я * ' Активная » ] ” । Реантитшая 3 5 1 |
| 2 | РП-72 Т’СН-2 | ТОП-0,66 50/5 Кл. точности 0,5 Госреестр № 15174-06 Заз. X» 9040263 Зав. № 9040247 Зая. №9040249 | 11рямое включение | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDM Кл. точности 0,58/1,0 Грс реестр № 23345-07 Зав. №04466813 | Активная Реактивная |
| 3 | РП-72 яч. 5 - ПС-Е36 яч. 57 | ТОЛ-10 600/5 Кл точности 0,25 Госреесф № 7069-07 Заз № 15116 Зая.№ 15591 | НАМИ-10-95 6000/100 Кд, точности 0,5 Госреесф №20186-05 Зан № 1104 | Меркурий 230 ART-00 PQRSTDN Кл. точности 0,58/1 ,0 Госреестр № 23345-07 Зал. №04472727 | Активная Реактивная |
| 4 | РП-72 яч. 13 - ПС-836 яч. 71 | ТОЛ-10 600/5 Кд. точности 0,28 Госреестр № 7069-07 Зав. № 15512 Зав № 15249 | НАМИ-19-95 6000/100 Kjl точности 0,5 Госреестр №20186-05 Зав № 1043 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кд. Точности 0,58/1,0 Госреестр №23345-07 Зав. № 04472980 | Активная Реактивная |
| 5 | Р11-72ЯЧ.8- ТП1-721 я-з Я | ТОЛ-10 600/5 Кд. точности 0,28 Госреестр № 7069-07 Зав. №16182 Зав. №15927 | НАМИ-10-95 6000/100 Кт. точности 0,5 Тос;хсму: №20186-05 Зав. № 1104 | Меркурий 230 ART-00 PQRS1DN Кл. Точности 0,5 S/1,0 Г ссрсестр №23345-07 . Зав. № 04472822 | ■ Активная Рея < тинная |
| 6 | РП-72 яч. 12- ЗТП-721 яч. 1 | ТОЛ-10 600/5 Ка. Точности 0,2S Госрссстр №70694)7 Зав . № 15995 Зав. №16181 | НАМИ-.10-95 6000/100 Кд. точности 0,5 Г осреестр №20186-05 Зав № 1043 | Меркурий 230 ART-ОО PQRS1DN Кл. точности 0,58/1,0 Госреестр № 23345-07 Зав. № 04472795 | Активная 1 Реактивная 1 I |
Таблица2
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер канала | сейф | SipjWa 12^1нть< Ti% | $5%. lj уЛ 11™*-1 го % | $20%, 1 20%^ 1ек<1 100 % | $юо%, 1ц» 1 ИМ*- I 120% |
| 1.2 IT-0,5; ТН-нет; Сч-0,55 | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | +2,6 | ±1,8 . | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,6 | - | +4,5 | +2.6 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | +2,4 |
| 3-6 TT-0,2S; ТН-0,5; Сч-0,55 | 1,0 | +1,9 | +1,5 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,0 | ±1,7 | +1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,1 | +1,8 | + 1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±2,3 | ±1,9 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,6 | ±2,5 | +2,1 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,1 | ±2,1 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ - |
| Номер капала | СОЗф | $1(2)%, 12 I км*- 1 J % | б5%, Ь I ялЛ I 20 % | $30%, 1 20 %^ СпЛ 1 IM % | $ 100 %, 1100%- I 130% |
| 1,2 ТГ-0,5; ТН-нет; Сч-1,0 | 0,9/0,44 | - | ±6,9 | ■ +4,3 | +3,6 |
| 0,8/0,6 | - ' | ±5,2 | ±3,6 | ±3,2 |
| 0,7/0,71 | - | ±4,5 | ±3,3 | ±3,1 |
| 0,6/0,8 | - | ±4,1 | ±3,1 | ±3,0 |
| 0,5/0,87 | - | +3,8 | ±3,0 | ±2,9 |
| 3-6 TT-0,2S; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9/0,44 | +4,0 | +3,7 | ±3,4 | ±3,4 |
| 0,8/0,6 | ±3,6 | ±3,4 | ±3,1 | ±3,1 |
| 0,7/0,71 | ±3,4 | ±3,3 | ±3,0 | ±3,0 |
| 0,6/0,8 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,9 | +2,9 |
| 0,5/0,87 | ±3,2 | +3,2 | ±2,9 | ±2,9 |
ТТпиме*гаггпя:
1. Погрешность измерений Зц2>%р и для cos (р^ 1,0 нормируется от 1;%, а погрешность измерений Sjqjkp и бргръд для costp<l,0 нормируется от
2, Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети; напряжение (0,98...1,02)-Uhom, ток (1 -г- 1,2)-1ном, cosfp^0,9 инд;
• температура окружающей среды (20±5) 'X'.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети (0,9... 1,1)-Сном, ток (0,01 ...1,2)-1ном для ИК3-6; ток
(0,05... 1,2) Аном для ИК 1-2. '
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °C;
- шлюз Е-422 от плюс 10 до плюс 35 XI;
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983,
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2905 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии «Меркурии 230» - среднее время наработки на отказ не менее 150 000 часов;
• шлюз Е*422 - среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов. ’ Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для шлюза Тв < 2 часа;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счечи ков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, шлюзе, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• ■ фактов параметр кровавая счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• шлюз (функция автоматизирована);
• АРМ энергетика (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации: .
• счетчик электроэнергии «Меркурий 230» - тридцатиминутныи профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 80 сутток; при отключении питания - нс менее 5 лет;
• шлюз Е-422 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 30 суток; при отключении литания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Дэиир». Методика поверки», M1I-693/446-2D10 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Рсстест-Москва» в апреле 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - но МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/ипи по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик «Меркурий 230» - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭГ согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- Устройство «Шлю.ч-Е422» - по методике поверки АВБЛ.468212.036 МП, утверждённой ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 40,..+50°С, цена деления 1°С.
Межповерочный интервал - 4 года.
СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ
Измерения производятся в соответствии с документом «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Дэнир». Методика измерений. ГДАР.411711.095 .МВИ».
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,25 и 0,55.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
