Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ОАО ПКП «Меридиан» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс, включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (ССД), устройство сбора баз данных (СБД) собранных на базе сервера НР Proliant ML 370R05 E5335 ОАО «Мосгорэнерго» с установленным серверным программным обеспечением ИВК «АльфаЦЕНТР», систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с GPS-приемником, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Сервер ИВК и автоматизированное рабочие место (АРМ) оператора АИИС КУЭ включены в локальную вычислительную сеть (ЛВС) ОАО «Мосгорэнерго».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (не реже 1 раза в сутки) 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 организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков и в базу данных ИВК.
Принцип действия:
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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по беспроводному GSM/GPRS каналу (с использованием каналообразующей аппаратуры) поступает в сервер сбора данных (ССД), где осуществляется сбор, обработка и хранение измерительной информации.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию часов устройств АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Сигналы точного времени формируются источником точного времени - GPS-приемником, входящим в состав УСВ-1 (Госреестр № 28716-05). Коррекция отклонений встроенных часов счетчика и сервера осуществляется при помощи синхронизации часов устройств с единым календарным временем, поддерживаемым УСВ-1.
Сличение часов счетчика и сервера с временем часов УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более ±1,0 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журнале событий сервера.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы (Windows 2003 Server), ПО систем управления базами данных (СУБД) Oracle 11g (версия 11.2.0.1) и прикладное ПО ИВК «АльфаЦЕНТР», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование ПО | Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО) | Наименование файла | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| «Альфа ЦЕНТР», разработчик ООО «Эльстер Метрони-ка», г. Москва | Программа -планировщик опроса и передачи данных | Amrserver.exe | Версия 12.06.01 | 94B754E7DD0A57655C4F 6B8252AFD7A6 | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Атгс.ехе | 8278B954B23E7364607231 7FFD09BAAB |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | B7DC2F295375553578237 FFC2676B153 |
| Драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 5E9A48ED75A27D10C135 A87E77051806 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 0939CE05295FBCBBBA40 0EEAE8D0572C |
| Библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | B8C331ABB5E34444170E EE9317D635CD |
| «АльфаЦЕНТР Расчетный сервер» | billsrv.exe | 3.30 | 684423D8B814A7F69FF48 424A7224C32 |
ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ .
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ОАО ПКП «Меридиан» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ОАО ПКП «Меридиан» приведены в таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительно-информационных каналов | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 8 |
| 1 | РП № 15193 РУ-10 кВ 1 секция, ячейка 3 | ТПЛМ-10 класс точности 0,5 Ктт = 75/5 Зав. №№ 51810, 43749 Г осреестр № 22192-07 | НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 4115 Г осреестр № 20186-05 | Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN класс точности 0,5S/1 Зав. № 10161997 Госреестр № 23345-07 | НР Proliant ML 370R05 E5335 | Активная, Реактивная |
| 2 | РП № 15193 РУ-10 кВ 1 секция, ячейка 4 | ТПЛ-10-М класс точности 0,5 Ктт = 100/5 Зав. №№ 4613, 5580 Г осреестр № 22192-07 | НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 4115 Г осреестр № 20186-05 | Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN класс точности 0,5S/1 Зав. № 10161866 Госреестр № 23345-07 | Активная, Реактивная |
| 3 | РП № 15193 РУ-10 кВ 1 секция, ячейка 5 | ТПЛ-10-М класс точности 0,5 Ктт = 100/5 Зав. №№ 165, 04 Г осреестр № 22192-07 | НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 4115 Г осреестр № 20186-05 | Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN класс точности 0,5S/1 Зав. № 10161868 Госреестр № 23345-07 | Активная, Реактивная |
| 4 | РП № 15193 РУ-10 кВ 1 секция, ячейка 6 | ТПЛ-10 класс точности 0,5 Ктт = 100/5 Зав. №№ 60379, 54665 Г осреестр № 1276-59 | НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 4115 Г осреестр № 20186-05 | Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN класс точности 0,5S/1 Зав. № 10161815 Госреестр № 23345-07 | Активная, Реактивная |
| 5 | РП № 15193 РУ-10 кВ 2 секция, ячейка 14 | ТПЛ-10 класс точности 0,5 Ктт = 100/5 Зав. №№ 84894, 18501 Г осреестр № 1276-59 | НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 2344 Г осреестр № 20186-05 | Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN класс точности 0,5S/1 Зав. № 10161934 Госреестр № 23345-07 | Активная, Реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 8 |
| 6 | РП № 15193 РУ-10 кВ 2 секция, ячейка 15 | ТПЛ-10-М класс точности 0,5 Ктт = 100/5 Зав. №№ 9471, 4618 Г осреестр № 22192-07; | НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 2344 Г осреестр № 20186-05 | Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN класс точности 0,5S/1 Зав. № 10161957 Госреестр № 23345-07 | НР Proliant ML 370R05 E5335 | Активная, Реактивная |
| 7 | РП № 15193 РУ-10 кВ 2 секция, ячейка 16 | ТПЛ-10-М класс точности 0,5 Ктт = 100/5 Зав. №№ 4621, 9685 Г осреестр № 22192-07 | НАМИ-10 класс точности 0,5 Ктт = 10000/100 Зав. № 2344 Г осреестр № 20186-05 | Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN класс точности 0,5S/1 Зав. № 10161846 Госреестр № 23345-07 | Активная, Реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| S5 -%, 1р5 % - Кизи- IP 20 % | S20 %, IP 20 %< IP изм < IP 100 % | S100 %, IP 100 %- IP изм- IP 120% |
| 1 - 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,9 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,2 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,8 |
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| S5 -%, IP5 % - 1Ризм- IP 20 % | S20 %, IP 20 %< IP изм < IP 100 % | S100 %, IP 100 %- IP изм- IP 120% |
| 1 - 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ±7,3 | ±4,7 | ±4,2 |
| 0,8 | ±5,6 | ±4,1 | ±3,7 |
| 0,7 | ±4,9 | ±3,8 | ±3,6 |
| 0,5 | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98/Сном до 1,02-ином;
• сила тока от 1ном до 1,2-Тном, cos<p=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от плюс 15° до плюс 25°С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9/ином до 1,1-ином
• сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК №№ 1 - 7;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии - от плюс 5° до плюс 40°С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 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. 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 Меркурий 230 ART - не менее 150000 часов;
• ИВК «АльфаЦЕНТР» - не менее 70000 часов.
• УСВ-1 - не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 0,5 часа;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для GSM/GPRS коммуникатора Тв < 0,5 часа.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере;
• 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 параметрирования;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений при отключении питания - не менее 5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 8 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 7 |
| Счётчик электрической энергии | Меркурий 230 ART-00 pqcsidn | 7 |
| Специализированное программное обеспечение | ИВК «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Сервер ИВК | НР Proliant ML 370R05 E5335 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 1 |
| Паспорт-формуляр | МГЭР.411713.004.043 - ФО.М | 1 |
| Методика поверки | МП 1581/446-2013 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1581/446-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгор-энерго» на объекте ОАО ПКП «Меридиан». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2013 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков электроэнергии Меркурий 230 ART - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" в мае 2007 г.;
- для УСВ-1 - в соответствии с документом « Устройство синхронизации времени УСВ -1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в декабре 2004 г.;
- для ИВК «АльфаЦЕНТР» - в соответствии с документом «Комплексы измерительновычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР». Методика поверки ДЯИМ.466453.007 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010г.
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 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ОАО ПКП «Меридиан». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1261/44601.00229-2013 от 28.02.2013 года.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
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 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
