Номер по Госреестру СИ: 47709-11
47709-11 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Брау Сервис"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис» (далее - АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ООО «Брау Сервис», интервалов времени, календарного времени.
Программное обеспечение
ПО «Пирамида 2000» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S/0,5; 0,5S/1,0).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного)
Лист № 3 Всего листов 8 значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис», приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификацион ный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Пирамида 2000. Сервер |
P2KServer.exe |
20.02/2010/С-6144 |
AD544A5DACCF2 56481A9C2BD1DB B6A7E |
MD5 |
В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень «С» защиты программного обеспечения от
непреднамеренных и преднамеренных изменений.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис». МГЭР.411713.004.06.МИ.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис»:
-
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 по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений:
осуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис». Методика поверки» МГЭР.411713.004.06.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ -4ТМ.03 М , согласно методики поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г..;
-
- оборудование для поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки (ВЛСТ 237.00.000 И1), утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2009 году;
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
Лист № 8 Всего листов 8
Изготовитель
ОАО «Мосгорэнерго», г. Москва
Адрес: 125581, г. Москва, ул. Лавочкина, 34
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»
аттестат аккредитации 30004-08 от 27.06.2008г.
119361, Москва, Г-361, ул. Озерная, 46.
Тел. 781-86-03; e-mail: dept208@vniims.ru
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис» 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 «Брау Сервис» решает следующие задачи:
-
- организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ООО «Брау Сервис»;
-
- обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному формату и регламенту;
-
- формирования отчетных документов.
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис» 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 «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис».
-
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 «Брау Сервис» 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.
Лист № 2 Всего листов 8 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.
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис» 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-2, подключенного к ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис». Коррекция времени счетчиков производится автоматически при рассогласовании с системным временем более чем на ±2 c.
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис» 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 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 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.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплект поставки приведен в таблицах 4, 5.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 4.
Канал измерений |
Средство измерений | |||||
Код точки измер ений, № 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 | ||
ООО «Брау Сервис» | ||||||
№1 |
РП-16(ЦРП 10 кВ), РУ-10кВ, 1 СШ, яч.1 |
ТТ трансформатор тока ТПОЛ-10 №ГР 1261-08 |
Зав №№ 20612; 1706 КТ 0,5 К= 600/5 ГОСТ-7746 |
Переменный ток | ||
ТН трансформатор напряжения НТМИ-10 №ГР 831-69 |
Зав № 6683 КТ 0,5 К= 10000/100 ГОСТ-1983 |
Напряжение | ||||
Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03М №ГР 36697-08 |
Зав № 0804110252 КТ 0,2S/0,5 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 |
Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
№ 2 |
РП-16(ЦРП 10кВ), РУ-10кВ, 1 СШ, яч.2 |
ТТ трансформатор тока ТПЛМ-10 №ГР 2363-68 |
Зав №№ 51452, -;60729 КТ 0,5 Ki= 200/5 ГОСТ-7746 |
Переменный ток |
ТН трансформатор напряжения НТМИ-10 №ГР 831-69 |
Зав № 6683 КТ 0,5 Ki= 10000/100 ГОСТ-1983 |
Напряжение | ||
Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03М №ГР 36697-08 |
Зав № 0804110273 КТ 0,2S/0,5 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 |
Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени | ||
№3 |
РП-16(ЦРП 10кВ), РУ-10кВ, 1 СШ, яч.3 |
ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 №ГР 1276-59 |
Зав №№ 1174; -; 1206 КТ 0,5 Ki= 200/5 ГОСТ-7746 |
Переменный ток |
ТН трансформатор напряжения НТМИ-10 №ГР 831-69 |
Зав № 6683 КТ 0,5 Ki= 10000/100 ГОСТ-1983 |
Напряжение | ||
Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01 №ГР 36697-08 |
Зав № 0810091010 КТ 0,5S/1,0 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 |
Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени | ||
№4 |
РП-16(ЦРП 10кВ), РУ-10кВ, 2 СШ, яч.20 |
ТТ трансформатор тока тип ТПЛ-10-М №ГР 22192-07 |
Зав №№ б/н КТ 0,5 Ki= 200/5 ГОСТ-7746 |
Переменный ток |
ТН трансформатор напряжения НТМИ-10-66 №ГР 831-69 |
Зав № 4814 КТ 0,5 Ki= 10000/100 ГОСТ-1983 |
Напряжение | ||
Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01 №ГР 36697-08 |
Зав № 0804110247 КТ 0,2S/0,5 1ном=5А; ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 |
Количество активной и реактивной энергии, календарное время, интервалы времени |
№5 |
РП-16(ЦРП 10кВ), РУ-10кВ, 2 СШ, яч.22 |
ТТ трансформатор тока ТПОЛ-10 №ГР 1261-08 |
Зав №№ 20948; -; 20272 КТ 0,5 К= 600/5 ГОСТ 7746 |
Переменный ток |
ТН трансформатор напряжения НТМИ-10-66 №ГР 831-69 |
Зав № 4814 КТ 0,5 К= 10000/100 ГОСТ-1983 |
Напряжение | ||
Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03М №ГР 36697-08 |
Зав № 0804110263 КТ 0,2S/0,5 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 «Брау Сервис» |
Сервер HP ProLiant DL360 R07; 2 сотовых модема стандарта GSM 900/1800 IRZ MC52iT. |
1 комплект |
Программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000. Сервер» Версия 20.02/2010/С-6144 |
1 комплект |
Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 зав. № 2290 |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации МГЭР.411713.004.06 - ИЭ.М |
1 шт. |
Методика поверки МГЭР.411713.004.06.МП |
1 шт. |
Формуляр (МГЭР.411713.004.06- ФО.М) |
1 шт. |
Таблица 2
Параметр |
Значение |
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации |
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:
|
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 |
Первичные номинальные токи, кА |
0,6; 0,4 |
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
Количество точек учета, шт. |
5 |
Интервал измерений, минут |
30 |
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки |
±5 |
Средний срок службы системы, не менее, лет |
10 |
Лист № 4 Всего листов 8 Таблица 3
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации, %._______________________________________________________________
№ ИК |
Состав ИК |
cos ф (sin ф) |
5 5%I I5 %—I<I20 % |
5 20%I I20 %—М100 % |
5 100%I I100 %—I—1120 % |
3 |
ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,5S) |
1 |
±2,8 |
±2,4 |
±2,3 |
0,8 (инд.) |
±4,4 |
±3,6 |
±3,4 | ||
0,5 (инд.) |
±6,3 |
±4,4 |
±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 |
±5,5 | |
0,5 (0,87) |
±5,1 |
±4,7 |
±4,6 | ||
1 2 4 5 |
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 |
±2,6 | ||
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 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения 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):
' KKe • 100% 1О00РТср
V с 0
d р
, где
dp й й й й
р - пределы д пускаем й тн сительн й п грешн сти измерения средней п лучас в й
м щн сти и энергии, в %;
dэ -пределы д о пускаем о й отно сительно й по грешно сти системы из табл.3 измерения
электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов
тока и напряжения;
Ke - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч); Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
R - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Лист № 5 Всего листов 8 Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
р.корр.
—D— *100%
3600Тср , где
ср , где
Dt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в
секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).