Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосгорэнерго" (ЗАО "Русь")

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55671-13
Производитель / заявитель: ОАО "Мосгорэнерго", г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосгорэнерго" (ЗАО "Русь") поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55671-13: Описание типа СИ Скачать 103.6 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55671-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосгорэнерго" (ЗАО "Русь")
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 55671-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1389 п. 14 от 28.11.2013
Производитель / Заявитель

ОАО "Мосгорэнерго", г.Москва

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ЗАО «Русь») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Меркурий-230 класса точности 0,5 S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя промышленный сервер (далее - сервер), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

В АИИС КУЭ измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом.

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.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения на сервере сбора данных и на автоматизированном рабочем месте.

Подключение счетчиков 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, получаемой на АРМ определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.

Далее сервер при помощи программного обеспечения осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Internet в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам оптового рынка электрической энергии (мощности) (далее - ОРЭМ) в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.

Полученные данные и результаты измерений используются для расчета учетных показателей в точках поставки, согласованных со смежными субъектами ОРЭМ, и для оперативного управления энергопотреблением.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов компонентов АИИС КУЭ производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации часов УСВ-1, подключенного к ИВК АИИС КУЭ. Коррекция часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с часами ИВК более чем на ±2c (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Для целей предотвращения физического доступа к токовым цепям и цепям напряжения счетчика и защиты метрологических характеристик системы предусмотрено 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 электроэнергии 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 АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа-Центр», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - И

дентификационные данные программного обеспечения

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационн ое наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер

версии

програм

много

обеспече

ния

Цифровой идентифика тор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисле

ния

цифрового

идентифи

катора

програм

много

обеспече

ния

1

2

3

4

5

6

ПО «Альфа-Центр»

Программа -

планировщик

опроса и передачи

данных

(стандартный

каталог для всех

модулей

C:\alphacenter\exe)

Amrserver.exe

12.07.02

C58841F212E

BBF2196C04

49459A83090

MD5

1

2

3

4

5

6

драйвер ручного опроса счетчиков

Amrc.exe

A33FD8C19B

167375F70C6

07367164022

драйвер автоматического опроса счетчиков

Amra.exe

741399FDEB

35D94DA781

8B70BCC85B

DD

ПО «Альфа-Центр»

драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

12.07.02

DF4533DF5A

A8244B7FB6

3F67563E513

6

MD5

Библиотека шифрования пароля счетчиков СЭТ-4ТМ.03М

encryptdll.dll

0939CE05295

FBCBBBA40

0EEAE8D057

2C

библиотека

сообщений

планировщика

опросов

alphamess.dll

B8C331ABB

5E34444170E

EE9317D635

CD

•    Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

•    Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010

Технические характеристики

Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК

Наименование объекта учета

Состав 1-го уровня

Наименование

измеряемой

величины

Вид энергии

Метрологические

характеристики

Номер ИК

Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской

номер

и

д

н

«

н

н

К

Основная

Погрешность

ИК, ± %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Кт = 0,5

А

ТНШЛ 0,66

14476

а

РТП - 18058 (10/0,4 кВ), РУ - 0,4 кВ, 1 сек., ввод Т - 1 (10/0,4 кВ)

И

н

Ктт = 1000/5

В

ТНШЛ 0,66

14880

Энергия активная, WP Энергия реактивная, W

№ 1673-69

С

ТНШЛ 0,66

14931

1

К

н

-

А

В

С

-

-

200

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,5

3,9

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

13201111

н

н

Кт = 0,5

А

ТНШЛ 0,66

15223

а

РТП - 18058 (10/0,4 кВ), РУ - 0,4 кВ, 2 сек., ввод Т - 2 (10/0,4 кВ)

Ктт = 1000/5

В

ТНШЛ 0,66

14459

Энергия активная, WP Энергия реактивная, W

№ 1673-69

С

ТНШЛ 0,66

15461

2

-

А

В

С

-

-

002

Активная

1,0

5,5

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

13201112

Реактивная

2,1

3,9

' Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

н

н

Кт = 0,5

А

ТНШЛ 0,66

14879

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

ТП - 19622 (10/0,4 кВ), РУ - 0,4 кВ, 1 сек., ввод Т - 3 (10/0,4 кВ)

Ктт = 1000/5

В

ТНШЛ 0,66

14930

№ 1673-69

С

ТНШЛ 0,66

15460

3

к

н

-

А

В

С

-

-

002

Активная

1,0

5,5

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

13201090

Реактивная

2,1

3,9

н

н

Кт = 0,5

А

ТНШЛ 0,66

361

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

ТП - 19622 (10/0,4 кВ), РУ - 0,4 кВ, 2 сек., ввод Т - 4 (10/0,4 кВ)

Ктт = 1000/5

В

ТНШЛ 0,66

5145

№ 1673-03

С

ТНШЛ 0,66

124

4

К

н

-

А

В

С

-

-

200

Активная

1,0

5,5

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 23345-07

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

13201076

Реактивная

2,1

3,9

Примечания:

1.    В Таблице 2 в графе 10 приведены пределы погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 5 % от !ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 25 С до 30°С;

2.    Нормальные условия:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 -1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 С до 35 С; счетчиков: (23±2) С ;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

3.    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до 35°С ;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 25°С до 30°С;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Меркурий-230 - не менее 150 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    журналы событий счетчика фиксируют факты:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени;

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ЗАО «Русь») типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия

Кол. (шт)

Трансформаторы тока типа ТНШЛ 0,66

12

Счетчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий-230»

4

Методика поверки

1

Сервер HP Proliant ML370 R05 E5335

1

ПО ИВК «Альфа-Центр»

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55671-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ЗАО «Русь»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2013 года.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков Меркурий 230 - в соответствии с документом «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2007 г.;

Лист № 8 Всего листов 9

-    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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ЗАО «Русь»). Технорабочий проект МГЭР.411713.004.053-ТРП».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Мосгорэнерго» (ЗАО «Русь»)

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

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».

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия». МГЭР.411713.004.053-ТРП «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ЗАО «Русь»). Технорабочий проект

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также