Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ» (далее - АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ООО «Верхневолжский СМЦ», интервалов времени, календарного времени.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ» представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из измерительных каналов (ИК) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК).
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ» решает следующие задачи:
- организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ООО «Верхневолжский СМЦ»;
- обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному формату и регламенту;
- формирования отчетных документов.
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ» 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 класса точности ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ ОАО «Мосгор-энерго» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ».
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 «Верхневолжский СМЦ» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) по ступают 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. По следующее 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 электро счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ» 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 «Верхневолжский СМЦ». Коррекция времени счетчиков производится автоматически при рассогласовании с системным временем более чем на ±2 c.
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «Мо сгорэнер-го» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ» 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 хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и по стро ение 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 непо средственного подключения к отдельным счетчикам через оптопорт (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного инженерного пульта на базе NoteBook с по следующей 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 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 «Верхневолжский СМЦ» 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 по 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 «Верхневолжский СМЦ», приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа ЦЕНТР» для о сервера БД АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ»
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля(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 | 3.28.6.0 | 24dc80532f6d9391 dc47f5dd7aa5df37 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Атгс.ехе | 3.29.1.0 | 9b0db49d1986be4e 0a98568b111f76d0 |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3.29.1.0 | 611871e36194187d 93 f20c9fd9be0aac |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 3.29.0.0 | 0ad7e99fa26724e65 102e215750c655a |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | Номер версии отсутствует | b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
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 измерения электроэнергии | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 2. |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц | 220±22 50±1 |
| Параметр | Значение |
| Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от -30 до +30 от -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 | 10; 0,4 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,3; 0,15; 0,1 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 100; 5 |
| Количество точек учета, шт. | 8 |
| Интервал измерений, минут | 30 |
| Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки | ±5 |
| Средний срок службы системы, не менее, лет | 10 |
Таблица 2
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электрической энергии, %.
| № ИК | Состав ИК | cos ф (sin ф) | 5 5%I I5 %—I<l20 % | 5 20%I I20 %<I<I100 % | 5 ioo%i I100 %<I<I120 % |
| 1, 2 | 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) | ±5,4 | ±4,0 | ±3,7 |
| 0,5 (0,87) | ±3,4 | ±2,6 | ±2,5 |
| 3, 5-8 | 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 1,0) (реактивная энергия) | 0,8(0,6) | ±6,8 | ±5,7 | ±5,4 |
| 0,5 (0,87) | ±5,1 | ±4,7 | ±4,6 |
| 4 | Счетчик (класс точности 1,0) | 1 | ±4,1 | ±3,9 | ±3,9 |
| 0,8 (инд.) | ±5,1 | ±5,0 | ±5,0 |
| 0,5 (инд.) | ±5,1 | ±5,0 | ±5,0 |
| Счетчик (класс точности 2,0) (реактивная энергия) | 0,8(0,6) | ±10,3 | ±10,1 | ±10,1 |
| 0,5(0,87) | ±8,2 | ±8,1 | ±8,1 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения „ „ ^Р\
получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени ( р ), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показа-
ний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
s =±
р
2
KKe . 100%
I 1000PT I ср , где
s
р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получа
совой мощности и энергии, в %;
s „
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 «Верхневолжский СМЦ».
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 | |
| Код точки измерений, № ИК | Наименование объекта учета, точка измерений по документации энергообъекта | Вид СИ, обозначение, тип, № Госреестра | Заводской №, метрологические характеристики, номинал. ток (А), стандарт (ТУ) | Наименование измеряемой величины |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ООО «Верхневолжский СМЦ» |
| №1 | ПС "Ново-Талицы" КРУН-10 фидер 117 | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 №ГР 2473-05 | Зав №№ 1254; 2291 КТ 0,5 К= 300/5 ГОСТ 7746 | Переменный ток |
| ТН трансформатор напряжения НАМИ-10 №ГР 11094-87 | Зав № 179 КТ 0,5 К= 10000/100 ТУ 16-671.159-87 | Напряжение |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| | Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03М №ГР 36697-08 | Зав № 0804111292 КТ 0,2S/0,5 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| № 2 | ПС "Ново-Талицы" КРУН-10 фидер 110 | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 №ГР 2473-05 | Зав №№ 9929; 188 КТ 0,5 К= 300/5 ГОСТ 7746 | Переменный ток |
| ТН трансформатор напряжения НАМИ-10 №ГР 11094-87 | Зав № 823 КТ 0,5 К= 10000/100 ТУ 16-671.159-87 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03М №ГР 36697-08 | Зав № 0804110198 КТ 0,2S/0,5 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| №3 | ЦРП-10 кВ; яч.7 | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 №ГР 1276-59 | Зав №№ 5186; 27811 КТ 0,5 К= 150/5 ГОСТ-7746 | Переменный ток |
| ТН трансформатор напряжения НТМИ-10-66 №ГР 831-69 | Зав № 4866 КТ 0,5 К= 10000/100 ГОСТ-1983 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.12 №ГР 36355-07 | Зав № 0604112110 КТ 0,5S/1 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| №4 | ТП-3 10/0,4 кВ ООС "Верхневолжский СМЦ" КПП-2 0,4кВ ООО "Блеск" оп. №3 | ТТ трансформатор тока отсутствует | _ | _ |
| ТН трансформатор напряжения отсутствует | _ | _ |
| Многофункциональный счетчик ПСЧ-3ТМ.05М.04 №ГР 30784-05 | Зав № 0704111215 КТ 1,0/2,0 1ном=5(100)А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| №5 | ЦРП-10 кВ; яч.5 | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 №ГР 1276-59 | Зав №№ 5133; 330 КТ 0,5 К= 150/5 ГОСТ-7746 | Переменный ток |
| ТН трансформатор напряжения НТМИ-10-66 №ГР 831-69 | Зав № 4866 КТ 0,5 К= 10000/100 ГОСТ-1983 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.12 №ГР 36355-07 | Зав № 0604112032 КТ 0,5S/1 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| №6 | ЦРП-10 кВ; яч.18 | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 №ГР 1276-59 | Зав №№ 55225; 823 КТ 0,5 К= 150/5 ГОСТ -7746 | Переменный ток |
| ТН трансформатор напряжения НТМИ-10-66 №ГР 831-69 | Зав № 4945 КТ 0,5 К= 10000/100 ГОСТ-1983 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.12 №ГР 36355-07 | Зав № 0604112080 КТ 0,5S/1 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| №7 | ЦРП-10 кВ; яч.19 | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 №ГР 1276-59 | Зав №№ 12538; 4687 КТ 0,5 К= 300/5 ГОСТ-7746 | Переменный ток |
| ТН трансформатор напряжения НТМИ-10-66 №ГР 831-69 | Зав № 4945 КТ 0,5 К= 10000/100 ГОСТ-1983 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.12 №ГР 36355-07 | Зав № 0604112064 КТ 0,5S/1 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
| №8 | ЦРП-10 кВ; яч.4 | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 №ГР 1276-59 | Зав №№ 14440; 14498 КТ 0,5 К= 300/5 ГОСТ-7746 | Переменный ток |
| ТН трансформатор напряжения НТМИ-10-66 №ГР 831-69 | Зав № 4866 КТ 0,5 К= 10000/100 ГОСТ-1983 | Напряжение |
| Многофункциональный счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.12 №ГР 36355-07 | Зав № 604112029 КТ 0,5S/1 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 | Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
Таблица 5
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ» |
| Сервер HP ProLiant ML370 G5; 6 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.411713.004.02-ИЭ.М | 1 шт. |
| Методика поверки (МГЭР.411713.004.02.МП) | 1 шт. |
| Формуляр МГЭР.411713.004.02 - ФО.М | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ». Методика поверки» (МГЭР.411713.004.02.МП), утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 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 многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05М, согласно методики поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных ПСЧ-3ТМ.05М, согласно методики поверки ИЛГШ.411152.13 7РЭ 1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.137РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 05.12.2005 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 автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнер-го» на объекте ООО «Верхневолжский СМЦ». (МГЭР.411713.004.02.МП).
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.
