47709-11: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Брау Сервис" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Брау Сервис"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 47709-11
Производитель / заявитель: ОАО "Мосгорэнерго", г.Москва
Скачать
47709-11: Описание типа СИ Скачать 473.4 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Брау Сервис" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Для измерения активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ООО "Брау Сервис", интервалов времени, календарного времени.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 47709-11
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Брау Сервис"
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2011
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ ВНИИМС
Адрес центра 119361, г.Москва, Озерная ул., 46
Руководитель центра Кононогов Сергей Алексеевич
Телефон (8*095) 437-55-77
Факс 437-56-66
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 43797
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола Приказ 4992 от 16.09.11 п.26
Производитель / Заявитель

ОАО "Мосгорэнерго", г.Москва

 Россия 

125581, ул.Лавочкина, 34 Тел/факс: 8(495) 730-53-12/747-07-61, E-mail: info@oaomge.ru

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МГЭР.411713.004.06.МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

47709-11: Описание типа СИ Скачать 473.4 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

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.

Описание

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) 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 «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 по строение 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

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) 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.

Технические характеристики

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: - 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

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

Таблица 3

Пределы допускаемых относительных погрешно стей измерения электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации, %._______________________________________________________________

№ ИК

Состав ИК

cos ф (sin ф)

5 5%I

I5 %—I<I?0 %

5 20%I

I20 %<I<I100 %

5 ioo%i

I100 %<I<I120 %

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 8            8                                            8р\

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):

8 =±

р

2

KKe . 100%

I 1000PT I ср      , где

- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой

мощности и энергии, в %;

8                            „

э    -пределы допускаемой относительной погрешности системы   из табл.3 измерения

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.

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:

Зрко w =   А t   *100%

р.корр. 3600Т ср          , где

Аt    - 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».

Комплектность

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 10кВ), 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 К= 200/5 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 № 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 К= 200/5

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.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 К= 200/5 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.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.

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.411152.145РЭ1, 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;

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощно сти) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии и мощно сти АИИС КУЭ ОАО «Мо сгорэнерго» на объекте ООО «Брау Сервис». МГЭР.411713.004.06.МИ.

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

о существление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения и коммерческого учета активной и реактивной электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации, формирования отчетных документов.
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО "МегаФон", а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации...
Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО "СУАЛ-Кремний-Урал", а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной...
47713-11
ЭВКЛИД Комплексы измерительные многоканальные для диагностики и испытаний подвижного состава
ЗАО "Новые технологии неразрушающий контроль" (НТНК), г.Москва
Для измерения электрического напряжения с выхода первичных измерительных преобразователей электрических и неэлектрических величин, устанавливаемых на устройствах и системах железнодорожного подвижного состава с целью контроля их функционирования.