Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго" c Изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, № 6, № 7, № 8, № 9, № 10 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго", свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 33079, регистрационный № 38899-08 , и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, входящих в состав ТЭЦ-12 ОАО «Мосэнерго.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго" c Изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, № 6, № 7, № 8, № 9, № 10 (далее - АИИС КУЭ), г. Москва, предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения:
- нижний уровень состоит из установленных на объектах контроля электронных счетчиков с цифровыми интерфейсами RS485, RS232, оптическим портом, а также измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) и напряжения (далее - ТН), вторичных измерительных цепей и оборудования каналов передачи данных.
- верхний уровень представляет собой Информационно-вычислительный комплекс, входящий в состав АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» (Госреестр № 38899-08) (далее - ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго») и состоит из серверов опроса, серверов хранения данных (серверов базы данных), серверов приложений, автоматизированных рабочих мест (далее -АРМ), программного обеспечения (далее - ПО) «Converge» . ПО «Converge» применяется для сбора данных со счетчиков с последующей обработкой и хранением собранной информации. Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) формируется на всех уровнях иерархии системы.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков. В счетчиках 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, которые усредняются без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Умножение показаний счетчиков на коэффициенты трансформации происходит на сервере уровня ИВК.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин, 1 месяц.
Лист № 2
Всего листов 10
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин, 1 месяц.
Электрическая энергия для интервалов времени 3 мин, 1 час, 1 сутки вычисляется как разница показаний счетчиков, снятых на момент наступления текущего и предыдущего расчетного периодов.
Серверы опроса ИВК производят автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью измерений 30 минут. Каждые 30 минут сервера опроса ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» производят опрос цифровых счетчиков входящих в состав ИК. Данные о результатах измерений и состоянии средств измерений АИИС КУЭ поступают на сервера опроса ИВК, где проверяются на полноту и целостность, далее на серверах Master-Converge обрабатываются для дальнейшего использования и сохраняются на Серверах базы данных ИВК. Автоматический сбор данных со счетчиков, проверку достоверности и целостности данных, обработку данных, а также передачу, предоставление данных в установленном формате и выдачу отчетных форм обеспечивает ПО "Converge", изготовленное Meter2Cash.
В соответствии с регламентами ОАО "АТС", один раз в сутки ПО "Converge" формирует и отсылает в ОАО "АТС" файл XML-формата, содержащий информацию о выработке и потреблении электроэнергии с заданной дискретностью измерений (30 минут). Передача данных о выработке и потреблении электроэнергии в региональный филиал ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" (МосРДУ), ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "МОЭСК" производится в XML-формате один раз в сутки с центрального сервера АИИС КУЭ посредством интернет.
Взаимодействие между ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» и ИАСУ КУ ОАО "АТС" осуществляется через три интерфейса:
1. Интерфейс информационного взаимодействия при реализации функции технического контроля АИИС КУЭ со стороны ИАСУ КУ ОАО "АТС";
2. Интерфейс автоматизированного предоставления данных по состоянию средств измерений и объектов измерений ОАО "АТС", ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" и смежным субъектам";
3. Интерфейс предоставления результатов измерений по точкам измерений, точкам поставки ОРЭ, группам точек поставки ОРЭ и точкам учета, сформированных в ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго», ОАО "АТС", ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" и смежным субъектам".
Помимо формирования 30-ти минутных профилей для коммерческих расчетов на ОРЭ система имеет возможность сбора и передачи данных о 3-х минутных интервалах приращения электроэнергии в ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго»для обеспечения контроля заданного режима выработки электроэнергии.
Информация об электроэнергии и мощности, получаемая в АИИС КУЭ, привязана к единому календарному времени в целях обеспечения единых временных срезов измеряемых и вычисляемых данных.
СОЕВ, используемая в проекте АИИС КУЭ, предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы и обеспечивает непревышение абсолютной разности показаний времени всех компонент системы в пределах 5-ти секунд в сутки.
Задача временной синхронизации решается с использованием службы единого координированного времени (или всемирного скоординированного времени) UTC. Для его трансляции используется спутниковая система: глобального позиционирования ГЛОНАСС.
Синхронизация времени АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя источниками частоты и времени/серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Госреестр № 39485-08), входящими в состав ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго». Для повышения надежности АИИС КУЭ устанавливается два сервера синхронизации времени. Основной сервер приложений "Converge" автоматически передает счетчикам сформированные метки времени с периодичностью раз в сутки. Резервный сервер используется при выходе из строя основного сервера
Лист № 3
Всего листов 10
ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС.
В приемном устройстве ССВ-1Г реализованы 16 универсальных независимых каналов, каждый из которых принимает сигналы от спутников НКА СРНС ГЛОНАСС.
ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol).
При получении пакета с запросом времени от устройства (сервер опроса, сервер приложений, сервер базы данных и т.д.), входящего в состав ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» (пользователя), ССВ-1Г возвращает пользователю пакет, добавляя в него точное текущее время и служебную информацию. Программное обеспечение пользователя обрабатывает данные пакета и корректирует локальное время устройства пользователя.
Сервер синхронизации времени обеспечивает обновление данных постоянно и непрерывно (после установки связи со спутником). Синхронизация часов устройств ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнерго» осуществляется с периодичностью раз в сутки (периодичность устанавливается программно). В случае отсутствия видимых спутников систем ГЛОНАСС, для синхронизации используется вход 1PPS или внутренний опорный генератор.
При возникновении аварийных ситуаций, связанных с выходом из строя канала связи, сохранность информации обеспечивается собственной "памятью" счетчика. Гарантия временной привязки информации, хранящейся в счетчике, обеспечивается точностью хода встроенных часов. При устранении аварии синхронизация времени в счетчике происходит автоматически при первом же опросе.
Минимальная скорость передачи информации по выделенным каналам корпоративной сети составляет 9800 бит/с.
Для защиты измерительной системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрен многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (пломбирование, физическая защита оборудования АИИС КУЭ (установка в специализированные запирающиеся шкафы), электронные ключи, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и базы данных).
Предел допускаемой основной погрешности внутренних часов счетчика согласно описанию типа ± 0,5 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
ПО «Converge» АИИС КУЭ имеет модульную структуру и состоит из функциональных приложений.
ПО «Converge» АИИС КУЭ объединяет ПО, предназначенное для сбора, хранения и обработки данных счетчиков АИИИС КУЭ:
- ПО «Converge»;
- ПО «Генератор XML-отчетов»;
- ПО «ЭнергоМонитор»;
- ПО «Schema Editor»;
- ПО «Import Schema»;
- ПО «ReportAdmin»;
- ПО «Ручной импорт в Converge»;
- ПО MAP110.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО.
| Идентификационное наименование ПО | Название файлов | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идеен-тификатора ПО |
| "Landis+Gy r Converge 3.5.1" | Converge.msi | Не ниже 3.5.001.268 Rev. 64500 | B1E67B8256DE3F5546A960 54A2062A1E | MD5 |
| "Energy Monitor" | WebMonitorSe tup.msi | Не ниже 1.8.3.2 | 1E6CE427DAC589AFE884 AB490632BC4B | MD5 |
| " XML Report Generator" | XRGServiceSe tup.msi XRGClientSetu p.msi | -- | 9486BC5FC4BC0D326752E 133D125F13D 37F58D0D9FB444D085405E B4A16E7A84 | MD5 |
| «Schema Editor» | SchemaEditorS etup.msi | - | D8BA41F4463F1157D89883 4F4644A099 | MD5 |
| «Import Schema» | ImportSchema Setup.msi | Не ниже 1.7.3 | D7923FB3CC2DEAD910DE D247DA6BEA0A | MD5 |
| «ReportAd min» | ReportAdminS etup.msi | Не ниже 1.5 | 621E4F49FB74E52F9FFAD A2A07323FBD | MD5 |
| «ManualCo nvergeImpo rt» | ManualConver geImport.msi | - | ACA7D544FAD3B166916B 16BB99359891 | MD5 |
| «MAP110» | MAP110_Setu p1.exe | Не ниже V 3.4.20 | 1302C49703625106EBA661 DD3438233B | MD5 |
- метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО;
- уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень "С" в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ТЭЦ-25 |
| 240 | ГРУ-10 кВ 54Б | ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 19520, 19501, 19496 Госреестр № 25433-08 | ЗНОЛ.06 класс точности 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 2592, 20134, 20364 Зав. № 20371, 19951, 18635 Госреестр № 3344-08 | ZMD405CT44.0457 S2 CU-B4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 93542677 Госреестр № 22422-07 | активная реактивная |
| 241 | ГРУ-10 кВ 84А | ТЛО-10 класс точности 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 35982, 35983, 35984 Госреестр № 25433-08 | НТМИ-10-66УЗ класс точности 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 6180 Зав. № 6090 Зав. № 3861 Госреестр № 831-69 | ZMD405CT44.0457 S2 CU-B4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 95909724 Госреестр № 22422-07 | активная реактивная |
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой от] И | носительной погрешности К |
| Основная относительная погрешность ИК, (± г), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± г), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 240, 241 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; счетчик - 0,5S | 0,01 (0,02)IHi< I1 < 0,051н1 | 2,1 | 2,7 | 4,9 | 2,4 | 3,0 | 5,1 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,2 | 1,7 | 3,1 | 1,7 | 2,2 | 3,4 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,0 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 2,6 |
| IH1< I1< 1,2IH1 | 1,0 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 2,6 |
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± г), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±<5), % |
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 240, 241 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; счетчик - 1,0 | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 4,1 | 2,5 | 5,1 | 3,9 |
| 0,051н1 < 11<0,21н1 | 2,8 | 1,9 | 4,1 | 3,5 |
| 0,21н1 < I1< 1н1 | 2,1 | 1,5 | 3,7 | 3,3 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,1 | 1,5 | 3,7 | 3,3 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
Лист № 7
Всего листов 10
В таблицах 3 и 4 приведены границы погрешности результата измерений ИК в рабочих условиях эксплуатации при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 20 °С до 35 °С.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- питающей сети: напряжение (0,98 - 1,02)-UHom, ток (0,01 - 1,2)-1ном, cos9=0,87UHg.;
- температура окружающей среды (23 ± 2) °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети (0,9 - 1,1)-Uhom, ток (0,01 - 1,2)-1ном;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии ZMD от минус 25 °С до 70 °С;
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. 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 2. Замена оформляется актом в установленном ОАО "Мосэнерго" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при
отключении питания - не менее 30 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго" c Изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, № 6, № 7, № 8, № 9, № 10 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока ТЛО-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06 | 6 |
| Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66 УЗ | 3 |
| Счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD | 2 |
| Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г | 2 |
| Сервер HP ProLiant BL480c G1 5160 4G 2P Svr | 16 |
| Сервер баз данных HP rp4440-8 PA8900 1GHz | 2 |
| Сервер баз данных HP ProLiant BL25p 0280 2.4GHz-1MB DC 2GB (2P) | 4 |
| Сервер приложений HP ProLiant BL460c 5160 | 1 |
| Сервер www100 системы Web доступа HP ProLiant BL25p 0280 | 1 |
| Media Converters AT-MC1008/SP (1000T to 1000X SFP pluggable, dependent on SFP | 4 |
| Digi DGDC-VPN-GE10A-W GSM Class 10 EDGE/Class 12 GPRS | 9 |
| Коммутатор HP BLc Cisco 1GbE 3020 Switch Opt Kit | 4 |
| Коммутатор Brocade BladeSystem 4/24 SAN Swt Powr Pk | 4 |
| Коммутатор HP StorageWorks 4/32 SAN Switch Power Pack | 2 |
| Коммутатор Cisco BLp Ethernet C-SFP Module | 4 |
| Коммутатор Cisco Catalist 3750 24 10/100/1000 + 4 SFP ENH Multilayer | 2 |
| ПО «Converge» | 1 |
| Программное обеспечение www100 | 1 |
| Источники бесперебойного питания HP R5500VA Intl UPS | 4 |
| Источники бесперебойного питания INELT Smart Station DOUBLE 700U | 3 |
| Источники бесперебойного питания UPS Inelt Smart Unit 600M | 12 |
| Методика поверки | 1 экземпляр |
| Формуляр | 1 экземпляр |
| Инструкция по эксплуатации | 1 экземпляр |
Поверка осуществляется по документу МП 38899-08 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго". Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в августе 2008 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003
"ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
"ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;
- счетчиков ZMD - по документу Счетчики электрической энергии многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD.. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 22 января 2007 г.;
- источников частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/сереверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП.
- средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Методика выполнения измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнерго». Свидетельство об аттестации методики выполения измерений № 206-10-08 от 22 октября 2008 года. Номер Федерального реестра ФР.1.34.2008.05167.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго" c Изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, № 6, № 7, № 8, № 9, № 10
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 7746-2001. «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
3. ГОСТ 1983-2001. «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»
Лист № 10
Всего листов 10
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
