Приложение к свидетельству № 43797
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте
ООО «Брау Сервис»
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
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.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис» представляет собой
многофункциональную,многоуровневуюсистемусцентрализованнымуправлениеми
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-йуровень–информационно-измерительныекомплексы(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
цифровойкод.Счетчикипроизводятизмерениямгновенныхидействующих
(среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность
(Р=U·I·cosφ) 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,
определяетсятехническимихарактеристикамимногофункциональных электросчетчикови
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.
Системавыполняетнепрерывныеавтоматизированныеизмеренияследующихвеличин:
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)коррекциичасовуказанныхустройствирасхождениевременивсекундах,
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
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.
Пределыдопускаемыхотносительныхпогрешностейпоактивнойиреактивной
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
АИИС КУЭ ОАО
значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного
«Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис», приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
наименование ПО
Номер версии
ный номер) ПО
Цифровой
идентификатор ПО
цифрового
идентификатора
Пирамида 2000.
B6A7E
Алгоритм
Наименование ПО
Идентификационное
(идентификацион
(
к
онт
р
оль
на
я
с
у
мма
вычисления
исполняемого кода)
П
О
AD544A5DACCF2
Сервер
Р2КServer.exe20.02/2010/С-6144
56481A9C2BD1DBMD5
В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень «С» защиты программного обеспечения от
непреднамеренных и преднамеренных изменений.
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2
25-100
0,25
ПараметрЗначение
Пределыдопускаемыхзначенийотносительной Значенияпределовдопускаемых
погрешности измерения электроэнергии в рабочих погрешностей приведены в таблице 3.
условиях эксплуатации
Параметры питающей сети переменного тока:
Напряжение, В220±22
Частота, Гц 50±1
Температурный диапазон окружающей среды:
- счетчиков электрической энергии, ºСот -30 до +30
- трансформаторов тока и напряжения, ºС от -30 до +30
Индукция внешнего магнитного поля в местах
установки счетчиков, не более, мТл0,5
Мощность,потребляемаявторичной нагрузкой,
подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального
значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не
более, %
10
0,6; 0,4
100
5
5
Первичные номинальные напряжения, кВ
Первичные номинальные токи, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек учета, шт.
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
измерения электрической энергии в
cos φ
(sin φ)
δ
5%I
I
5 %
≤I<I
20 %
δ
20%I
I
20 %
≤I<I
100 %
1
±2,8
±2,4
±2,3
0,8
(инд.)
±4,4
±3,6
±3,4
ТТ (класс точности 0,5)
ТН (класс точности 0,5)
Счетчик
(класс точности 0,5S)
0,5
(инд.)
±6,3
±4,4
±3,9
0,8
(0,6)
±6,8
±5,7
±5,5
3
ТТ (класс точности 0,5)
ТН (класс точности 0,5)
Счетчик
(класс точности 1)
(реактивная энергия
)
0,5
(0,87)
±5,1
±4,7
±4,6
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
0,8
(0,6)
±5,4
±4,0
±3,7
ТН
(класс точности 0,5)
Счетчик
(класс точности 0,5)
(реактивная энергия
)
0,5
(0,87)
±3,4
±2,6
±2,5
Таблица 3
Пределы допускаемых относительных погрешностей
рабочих условиях эксплуатации, %.
№ ИКСостав ИК
δ
100%I
I
100 %
≤I≤I
120 %
ТТ
(класс точности 0,5)
ТН
(класс точности 0,5)
Счетчик
1, 2, 4,
(класс точности 0,2S)
5
ТТ
(класс точности 0,5)
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 (
d
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):
÷
ø
ö
ç
è
æ
ср
e
PT
KK
·
d
р
= ± d
2
э
+
ç
1000
100%
÷
2
, где
d
р
- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой
мощности и энергии, в %;
d
э
-пределы допускаемой относительной погрешности системыиз табл.3 измерения
электроэнергии, в %;
К – масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов
тока и напряжения;
K
e
– внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
R
- величина измер
е
нной средней мощности с помощью системы на
д
анном 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:
D
t
d
р.корр.
=
3600Т
ср
·
100%
, где
D
t
- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в
секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную
информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ
ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис».
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»
ТТ
трансформатор тока
ТПОЛ-10
№ГР 1261-08
Зав №№ 20612;
1706
КТ 0,5
Кi= 600/5
ГОСТ-7746
Переменный ток
ТН
трансформатор
напряжения
НТМИ-10
№ГР 831-69
Зав № 6683
КТ 0,5
Кi= 10000/100
ГОСТ-1983
Напряжение
№1
РП-16(ЦРП
10кВ), РУ-
10кВ, 1 СШ,
яч.1
Многофункциональный
счетчик
СЭТ-4ТМ.03М
№ГР 36697-08
Зав №
0804110252
КТ 0,2S/0,5
Iном=5А;
ГОСТ Р 52323-
2005, ГОСТ Р
52425-2005
Комплектность средства измерений
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 измеренийСредство измерений
Количество активной
и реактивной
энергии, календарное
время,
интервалы времени
ТТ
трансформатор тока
ТПЛМ-10
№ГР 2363-68
Зав №№ 51452,
–; 60729
КТ 0,5
Кi= 200/5
ГОСТ-7746
Переменный ток
ТН
трансформатор
напряжения
НТМИ-10
№ГР 831-69
Зав № 6683
КТ 0,5
Кi= 10000/100
ГОСТ-1983
Напряжение
№ 2
РП-16(ЦРП
10кВ), РУ-
10кВ, 1 СШ,
яч.2
Многофункциональный
счетчик
СЭТ-4ТМ.03М
№ГР 36697-08
Зав №
0804110273
КТ 0,2S/0,5
Iном=5А;
ГОСТ Р 52323-
2005, ГОСТ Р
52425-2005
ТТ
трансформатор тока
ТПЛ-10
№ГР 1276-59
Зав №№ 1174; –
; 1206
КТ 0,5
Кi= 200/5
ГОСТ-7746
Переменный ток
ТН
трансформатор
напряжения
НТМИ-10
№ГР 831-69
Зав № 6683
КТ 0,5
Кi= 10000/100
ГОСТ-1983
Напряжение
№3
РП-16(ЦРП
10кВ), РУ-
10кВ, 1 СШ,
яч.3
Многофункциональный
счетчик
СЭТ-4ТМ.03М.01
№ГР 36697-08
Зав №
0810091010
КТ 0,5S/1,0
Iном=5А;
ГОСТ Р 52323-
2005, ГОСТ Р
52425-2005
Количество
активной и
реактивной энергии,
календарное время,
интервалы времени
ТТ
трансформатор тока
тип ТПЛ-10-М
№ГР 22192-07
Зав №№ б/н
КТ 0,5
Кi= 200/5
ГОСТ-7746
Переменный ток
ТН
трансформатор
напряжения
НТМИ-10-66
№ГР 831-69
Зав № 4814
КТ 0,5
Кi= 10000/100
ГОСТ-1983
Напряжение
№4
РП-16(ЦРП
10кВ), РУ-
10кВ, 2 СШ,
яч.20
Многофункциональный
счетчик
СЭТ-4ТМ.03М.01
№ГР 36697-08
Зав №
0804110247
КТ 0,2S/0,5
Iном=5А;
ГОСТ Р 52323-
2005, ГОСТ Р
52425-2005
Количество
активной и
реактивной энергии,
календарное время,
интервалы времени
Лист № 6
Всего листов 8
Количество активной
и реактивной
энергии, календарное
время,
интервалы времени
ТТ
трансформатор тока
ТПОЛ-10
№ГР 1261-08
Зав №№ 20948;
–; 20272
КТ 0,5
Кi= 600/5
ГОСТ 7746
Переменный ток
ТН
трансформатор
напряжения
НТМИ-10-66
№ГР 831-69
Зав № 4814
КТ 0,5
Кi= 10000/100
ГОСТ-1983
Напряжение
№5
РП-16(ЦРП
10кВ), РУ-
10кВ, 2 СШ,
яч.22
Многофункциональный
счетчик
СЭТ-4ТМ.03М
№ГР 36697-08
Зав №
0804110263
КТ 0,2S/0,5
Iном=5А;
ГОСТ Р 52323-
2005, ГОСТ Р
52425-2005
Количество
активной и
реактивной энергии,
календарное время,
интервалы времени
Лист № 7
Всего листов 8
Таблица 5
Наименование программного обеспечения,
вспомогательного оборудования и документации
Необходимое количество для
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на
объекте ООО «Брау Сервис»
1 комплект
1 комплект
Сервер HP ProLiant DL360 R07; 2 сотовых модема стандарта
GSM 900/1800 IRZ MC52iT.
Программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000.Сервер»
Версия 20.02/2010/С-6144
Устройство синхронизации системного времени УСВ-2
зав. № 2290
1 шт.
Руководство по эксплуатации МГЭР.411713.004.06 - ИЭ.М
Методика поверки МГЭР.411713.004.06.МП
Формуляр (МГЭР.411713.004.06– ФО.М)
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляется 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.03М,
согласно методики поверки ИЛГШ.411152.l45РЭ1, 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
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 документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергииимощности
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.
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:
Заместитель
Руководителя Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
Е.Р.Петросян
МП«____» __________ 2011 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.