Untitled document

Приложение к свидетельству № 52064

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ОАО «Нефрит-

Керамика», ЗАО «Петрокерамика»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии(АИИСКУЭ)ОАО«Мосгорэнерго»(ОАО«Нефрит-Керамика»,

ЗАО «Петрокерамика») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и

реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки,

хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть

использованы для коммерческих расчётов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» (ОАО «Нефрит-Керамика», ЗАО «Петрокерамика»)

представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с

централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по

ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5

по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа

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)

, установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в

промышленный сервер (далее – сервер), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних

каналов связи, автоматизированное рабочее место (далее – АРМ).

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех 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.

Вычислениевеличинпотребленияэлектроэнергиисучетомкоэффициентов

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 с первого уровня 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,

Лист № 2

Всего листов 9

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 trial систему обеспечения единого времени (далее – 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. Коррекция часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с

часами ИВК более чем на ±2c (программируемый параметр).

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 электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и

корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

программного

модуляНаименова-

Номер

многомного

много

сумма

мого кода)

вычисле-

ния

катора

много

ПО «Альфа-

данных

49459A83090

Уровень ИВК содержит программное обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», с

помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и

отображения измерительной информации.

Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения (далее – ПО)

Цифровой

Алгоритм

Наименованиеидентифика

Наименова-

программного

версии

тор програм-

цифрового

ние програм-

(идентификационн ние trial

програм-

обеспечения

идентифи-

обеспечения

ое наименование

обеспече-

(контрольная

програм-

обеспечения)

ния

исполняе-

обеспече-

ния

123456

Программа –

планировщик

опроса и передачи

C58841F212E

Центр»(стандартный

Amrserver.exe12.07.02BBF2196C04MD5

каталог для всех

модулей

C:\alphacenter\exe)

Лист № 3

Всего листов 9

Amra.exe

ПО «Альфа-

Центр»

12.07.02

Продолжение таблицы 1

драйвер ручного

опроса счетчиковAmrс.exe

драйвер

автоматического

опроса счетчиков

БД

драйвер работы с

Cdbora2.dll

Библиотека

шифрования

пароля счетчиков

encryptdll.dll

библиотека

сообщений

планировщика

alphamess.dll

опросов

A33FD8C19B

167375F70C6

07367164022

741399FDEB

35D94DA781

8B70BCC85B

DF4533DF5A

A8244B7FB6

3F67563E513MD5

0939CE05295

FBCBBBA40

0EEAE8D057

B8C331ABB

5E34444170E

EE9317D635

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2,

нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует

уровню «С» по МИ 3286-2010.

Лист № 4

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

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

Номер ИК

Наименование

объекта учета

Заводской

номер

Наименование

измеряемой

величины

ТН

Счетч

ик

Меркурий-230

ART 2-00 PQRSIDN

03318008

ТН

Кт=0,5

Ктт=6000/100

№ 380-49

Счетч

ик

Меркурий-230

ART 2-00 PQRSIDN

02598045

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

Состав 1-го уровня

Основная

относительная

погрешность

Метрологические характеристики

Относительная

погрешность ИК в

рабочих условиях

ИК, (±δ) %

эксп

уатации,

(±δ) %

Вид СИ,

класс точности,

коэффициентОбозначение, тип

трансформации,

№ Госреестра СИ

Ктт ·Ктн ·Ксч

Вид энергии

сos φ = 0,87сos φ = 0,5

sin φ = 0,5 sin φ = 0,87

899

ТТ

12 34567

№

Кт

C Т

ТЛ

-1

0 0

Кт=0,5

А НТМИ-6 6166

Ктт=6000/100 B НТМИ-6 6166

№ 380-49

C НТМИ-6 6166

Кт=0,5S/01,0

Ксч=1

№ 23345-07

4800

активная 1,3 6,2

реактивная 2,5 5,1

АТЛМ-10

6277

Кт=0,5

ТТКтт=400/5

№ 2473-00

CТЛМ-10

0411

А НТМИ-6 834

B НТМИ-6 834

CНТМИ-6834

ПС-199 "Керамичкская" ПС-199 "Керамичкская"

110/35/6 кВ КРУН-6 кВ 1 110/35/6 кВ КРУН-6 кВ 1

сек. Фид.№199-24сек. Фид.№199-07

Кт=0,5S/01,0

Ксч=1

№ 23345-07

4800

Энергия активная, WPЭнергия активная, WP

Энергия реактивная, WQ Энергия реактивная, WQ

активная 1,3 6,2

реактивная 2,5 5,1

Лист № 5

Всего листов 9

ТТ

ТН

Счетчи

Меркурий-230

ART 2-00 PQRSIDN

03323841

ТТ

ТН

Кт=0,5

Ктт=6000/100

№ 380-49

Счетч

ик

Меркурий-230

ART 2-00 PQRSIDN

13092288

ТТ

ТН

ПС-199 "Керамичкская"

110/35/6 кВ КРУН-6 кВ 1

сек. Фид.№199-28

Счетчик

Кт=0,5S/01,0

Ксч=1

№ 23345-07

Меркурий-230

ART 2-00 PQRSIDN

02590114

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, WQ

Продолжение таблицы 2

45678

АТЛМ-10

1412

Кт=0,5

Ктт=400/5

№ 2473-00

CТЛМ-10

0321

Кт=0,5

А НТМИ-6 6166

Ктт=6000/100 B НТМИ-6 6166

№ 380-49

C НТМИ-6 6166

ПС-199

"Керамичкская" 110/35/6

кВ КРУН-6 кВ 1 сек.

Фид.№199-27

Кт=0,5S/01,0

Ксч=1

№ 23345-07

4800

Энергия активная, WP

активная 1,3 6,2

реактивная 2,5 5,1

АТЛМ-10

7225

Кт=0,5

Ктт=50/5

№ 2473-00

CТЛМ-10

4725

А НТМИ-66166

B НТМИ-66166

CНТМИ-66166

ПС-199

"Керамичкская"

110/35/6 кВ КРУН-6 кВ

1 сек. Фид.№199-30

Кт=0,5S/01,0

Ксч=1

№ 23345-07

600

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, WQ Энергия реактивная, WQ

активная 1,3 6,2

реактивная 2,5 5,1

Кт=0,5АТЛМ-10

Ктт=400/5

№ 9143-01CТЛМ-10

3805100000

090

3805100000

097

834

Кт=0,5

А НТМИ-6

Ктт=6000/100 B НТМИ-6

№ 380-49

C НТМИ-6

834

4800

активная 1,3 6,2

реактивная 2,5 5,1

Лист № 6

Всего листов 9

В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %»

приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной

вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 5 % от Iном и температуре

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 25 до 30 ˚С

Нормальные условия эксплуатации:

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

0,5) Гц;

параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)U

; диапазон силы тока - (1,0 -

1,2)I

; диапазон коэффициента мощности cos

(sin

) – 0,87(0,5); частота - (50

0,5) Гц;

температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до 50 ˚С;ТН- от минус40 до

50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С ;

относительная влажность воздуха - (70±5) %;

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

Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)U

н1

; диапазон силы

первичного тока - (0,01 - 1,2)I

н1

; коэффициент мощности cos

(sin

) - 0,5 - 1,0(0,6 -

0,87); частота - (50

0,5) Гц;

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

относительная влажность воздуха - (70±5) %;

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

Для электросчетчиков:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)U

н2

; диапазон силы

вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosφ=1) - 1,2)I

н2

; диапазон коэффициента мощности

cos

(sin

) - 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 40 до 60˚С;

относительная влажность воздуха - (40-60) %;

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

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

температура окружающего воздуха - от 15 до 30 ˚С;

относительная влажность воздуха - (70±5) %;

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

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные,

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

Таблице 2.Заменаоформляетсяактомвустановленномпорядкенаобъекте

ОАО «Мосгорэнерго» (ОАО «Нефрит-Керамика», ЗАО «Петрокерамика»). 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;

Лист № 7

Всего листов 9

- 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

наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ОАО «Нефрит-Керамика», ЗАО «Петрокерамика»)

типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

средства измерений.

КомплектностьАИИСКУЭОАО«Мосгорэнерго»(ОАО«Нефрит-Керамика»,

ЗАО «Петрокерамика») представлена в таблице 3.

Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» (ОАО «Нефрит-Керамика», ЗАО

«Петрокерамика»)

Наименование

Трансформаторы тока ТЛМ-10

Количество

10 шт.

Трансформаторы напряжения НТМИ-6

Счетчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий-230»

Устройство синхронизации времени УСВ-1

Сервер HP Proliant ML370 R05 E5335

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР»

Формуляр

Инструкция по эксплуатации

Методика поверки

2 шт.

5 шт.

1 шт.

1 экземпляр.

1 экземпляр

Лист № 8

Всего листов 9

Поверка

осуществляется по документу МП 54656-13 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ОАО

«Нефрит-Керамика», ЗАО «Петрокерамика»). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ

ФГУП «ВНИИМС» 29 мая 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011

«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные

трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений

мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без

отключения цепей»;

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 2007г.;

УСВ-1 – по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика

поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

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

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений №

27008-04.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационно-

измерительнаясистемакоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)

ОАО «Мосгорэнерго» (ОАО «Нефрит-Керамика», ЗАО «Петрокерамика»). Технорабочий

проект МГЭР.411713.004.046-ТРП.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии(АИИС КУЭ)ОАО«Мосгорэнерго» (ОАО«Нефрит-Керамика»,

ЗАО «Петрокерамика»)

1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения».

2.ГОСТ 1983-2001«Трансформаторынапряжения.Общиетехнические

условия».

3.ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.

Общие технические условия».

5.ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Лист № 9

Всего листов 9

6.«Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосгорэнерго» (ОАО «Нефрит-

Керамика», ЗАО «Петрокерамика»). Технорабочий проект МГЭР.411713.004.046-

ТРП.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ОАО «Мосгорэнерго», г. Москва

Адрес: 125581, г. Москва, ул. Лавочкина, 34

Телефон: 8 (495) 730-53-12

Факс: 8 (499) 747-07-61

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «ПКФ «Тенинтер»

(ООО «ПКФ «Тенинтер»)

Юридический адрес:

109428, г. Москва, пр-кт Рязанский, д. 10, стр.2

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»

(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)

Юридический адрес:

119361, г. Москва

ул. Озерная, д. 46

тел./факс: 8(495)437-55-77

Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний средств

измерений № 30004-08 от 27.06.2008 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.

"____"_____________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru