Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» (далее -АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ООО «Белла», интервалов времени, календарного времени.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из измерительных каналов (ИК) и измерительновычислительного комплекса (ИВК).
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» решает следующие задачи:
- организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ООО «Белла»;
- обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному формату и регламенту;
- формирования отчетных документов.
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла».
2 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя промышленный сервер (далее - сервер), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ).
В АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. Подключение счётчиков 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 от ИИК 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, полу-
чаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» имеет систему обеспечения единого времени (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 ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла». Коррекция часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с часами ИВК более чем на ±2 c.
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнер-го» на объекте ООО «Белла» соответствуют техническим требованиям ОРЭ к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращений активной и реактивной электрической энергии, измерений календарного времени, интервалов времени и коррекцию часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и ИВК соответствуют техническим требованиям ОРЭ к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам через оптопорт (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного инженерного пульта на базе NoteBook с последующей передачей данных на верхний уровень.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 60 суток;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет;
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 электрической энергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В состав прикладного программного обеспечения (ПО) сервера БД АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» входит многопользовательский программный комплекс «Альфа ЦЕНТР» с возможностью опроса до 5000 (пяти тысяч) точек счетчиков электрической энергии.
ПО «Альфа ЦЕНТР» базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД используется ORACLE Personal Edition 11. В ПО предусмотрено разграничение доступа к функциям для различных категорий пользователей, а также фиксации действий персонала в системном журнале.
Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПО «Альфа ЦЕНТР» и определяются классом применяемых электросчетчиков и трансформаторов.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО «Альфа ЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного на сервере БД АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла», приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа ЦЕНТР» для о сервера БД АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла»
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» | Программа -планировщик опроса и передачи данных | Amrserver. exe | 3.32.0.0 | 94B754E7DD0A57655 C4F6B8252AFD7A6 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Атгс.ехе | 3.32.0.0 | 8278B954B23E736460 72317FFD09BAAB |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3.32.0.0 | B7DC2F295375553578 237FFC2676B153 |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 3.31.0.0 | 5E9A48ED75A27D10 C135A87E77051806 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll. dll | 2.0.0.0 | 0939CE05295FBCBBB A400EEAE8D0572C |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess. dll | Номер версии отсутствует | B8C331ABB5E344441 70EEE9317D635CD |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2
| Параметр | Значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3. |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц | 220±22 50±1 |
| Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от минус 30 до +30 от минус 30 до +30 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 6; |
| Параметр | Значение |
| Первичные номинальные токи, кА | 400 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100; |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 4 |
| Интервал измерений, минут | 30 |
| Допускаемая абсолютная погрешность часов, не более, с. | ±5 |
| Средний срок службы системы, не менее, лет | 10 |
Таблица 3
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической
энергии в рабочих условиях, %.
| № ИК | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 5 5%I I5 '% I I20 % | 5 20%I I20 %<I<I100 % | 5 ioo%i I100 %<I<I120 % |
| 1 - 3 | ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,5 S) | 1 | ±2,8 | ±2,4 | ±2,3 |
| 0,8(инд.) | ±4,4 | ±3,6 | ±3,4 |
| 0,5(инд.) | ±6,3 | ±4,3 | ±3,9 |
| ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 1) (реактивная энергия) | 0,8(0,6) | ±6,8 | ±5,7 | ±5,4 |
| 0,5(0,87) | ±5,1 | ±4,7 | ±4,6 |
| 4 | ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,2S) | 1 | ±2,0 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,8(инд.) | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
| 0,5(инд.) | ±5,6 | ±3,2 | ±2,5 |
| ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,5) (реактивная энергия) | 0,8(0,6) | ±5,1 | ±3,0 | ±2,4 |
| 0,5(0,87) | ±3,4 | ±2,2 | ±2,0 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения
з .
получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени ( р ), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
= ±_ з2
KKe • 100%
, 1000PT I
ср
, где
з_ .
р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
з „
э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измере
ния электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла».
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплект поставки приведен в таблицах 4 и 5.
Таблица 4.
| Канал измерений | Средство измерений |
| № ИК | Наименование объекта учета, точка измерений по документации энергообъекта | Вид СИ, обозначение, тип | Заводской №, метрологические характеристики, № Г осреестра |
| ООО «Белла» |
| №1 | ТП-1 РУ-6кВ 1 с.ш. яч.№3 | ТТ трансформатор тока ARM3/N2F | Зав. №№ 1057830; 1076711; КТ 0,5; Ri= 400/5; № ГР 18842-09 |
| ТН трансформатор напряжения VRQ2n/S2 | Зав. №№ 0199074; 0199075; 0199076; КТ 0,5; Ki= 6000/^3/100/^3; № ГР 23215-06 |
| Счетчик электрической энергии Альфа А1140 | Зав. № 05016888; КТ 0,5S/1; 1ном=5 А; № ГР 33786-07 |
| № 2 | ТП-1 РУ-6кВ 2 с.ш. яч.№3 | ТТ трансформатор тока ARM3/N2F | Зав. №№ 1076702; 1075865; КТ 0,5; Ю= 400/5; № ГР 18842-09 |
| ТН трансформатор напряжения VRQ2n/S2 | Зав. №№ 0199077; 0199078; 0199079; КТ 0,5; Ю= 6000/^3/100/^3; № ГР 23215-06 |
| Счетчик электрической энергии Альфа А1140 | Зав. № 05016889 КТ 0,5S/1; 1ном=5 А; № ГР 33786-07 |
| №3 | ПС-734 РУ-6кВ секции I Б яч. фид.8 | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 | Зав. №№ 00027; 00054; КТ 0,5; Ю= 400/5; № ГР 2473-05 |
| ТН трансформатор напряжения НАМИ-10 | Зав. № 4134; КТ 0,5; Ю= 6000/100; № ГР 11094-87 |
| Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03 | Зав. № 0109067087; КТ 0,5S/1; 1ном=5 А; № ГР 27524-04 |
| №4 | ПС-734 РУ-6кВ секции ПА яч. фид.45 | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 | Зав. №№ 02042; 0298; КТ 0,5; Ю= 400/5; № ГР 2473-05 |
| ТН трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 | Зав. №1005; КТ 0,5; Ю= 6000/100; № ГР 18178-99 |
| Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03 | Зав. № 0102071525; КТ 0,2S/0,5; 1ном=5 А; № ГР 27524-04 |
Таблица 5
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнер-го» на объекте ООО «Белла» |
| Сервер HP ProLiant ML370 G5; 4 сотовых модема стандарта GSM 900/1800 Siemens MC35. | 1 комплект |
| ПО Альфа Центр Многопользовательская версия | 1 комплект |
| Устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (зав. №1611) | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации (МГЭР.411713.004.01-РЭ) | 1 шт. |
| Методика поверки МГЭР.411713.004.01-МП | 1 шт. |
| Формуляр МГЭР.411713.004.01-ФО.М | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МГЭР.411713.004.01-МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2012 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 29252005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных электронных Альфа А1140 по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии Альфа А1140. Методика поверки». №476/447-2011, согласованному с ФГУП «РОСТЕСТ-МОСКВА» в июле 2011г.
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- оборудование для поверки УСВ-1 в соответствии с методикой поверки (ВЛСТ 221.00.000 МП), утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 году;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
- Радиочасы МИР РЧ-01;
- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)»;
- Мультиметр «Ресурс - ПЭ».
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла». МГЭР.411713.004.01-МИ.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
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 0,2 S и 0,5 S.
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 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
6. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
