Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Белла"
| Номер в ГРСИ РФ: | 51251-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Мосгорэнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО ┌Мосгорэнерго√ на объекте ООО ┌Белла√ (далее ╞ АИИС КУЭ ОАО ┌Мосгорэнерго√ на объекте ООО ┌Белла√) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ООО ┌Белла√, интервалов времени, календарного времени.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 51251-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Белла" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 48178 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 775 п. 14 от 21.09.2012 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Мосгорэнерго", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МГЭР.411713.004.01-МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 44 |
| Найдено поверителей | 5 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 42 (95%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 2 (5%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 51251-12: Описание типа СИ | Скачать | 266.1 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 «Белла» (далее -АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ООО «Белла», интервалов времени, календарного времени.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из измерительных каналов (ИК) и измерительновычислительного комплекса (ИВК).
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» решает следующие задачи:
- организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ООО «Белла»;
- обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному формату и регламенту;
- формирования отчетных документов.
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» 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, установленные на объектах АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла».
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 «Белла» 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.
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, полу-
чаемой 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 «Белла» 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-1, подключенного к ИВК АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла». Коррекция часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с часами ИВК более чем на ±2 c.
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнер-го» на объекте ООО «Белла» 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 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 3,5 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
В состав прикладного программного обеспечения (ПО) сервера БД АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла» входит многопользовательский программный комплекс «Альфа ЦЕНТР» с возможностью опроса до 5000 (пяти тысяч) точек счетчиков электрической энергии.
ПО «Альфа ЦЕНТР» базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД используется ORACLE Personal Edition 11. В ПО предусмотрено разграничение доступа к функциям для различных категорий пользователей, а также фиксации действий персонала в системном журнале.
Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПО «Альфа ЦЕНТР» и определяются классом применяемых электросчетчиков и трансформаторов.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО «Альфа ЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного на сервере БД АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла», приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа ЦЕНТР» для о сервера БД АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла»
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных |
Amrserver. exe |
3.32.0.0 |
94B754E7DD0A57655 C4F6B8252AFD7A6 |
MD5 |
|
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Атгс.ехе |
3.32.0.0 |
8278B954B23E736460 72317FFD09BAAB | ||
|
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
3.32.0.0 |
B7DC2F295375553578 237FFC2676B153 | ||
|
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
3.31.0.0 |
5E9A48ED75A27D10 C135A87E77051806 | ||
|
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll. dll |
2.0.0.0 |
0939CE05295FBCBBB A400EEAE8D0572C | ||
|
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess. dll |
Номер версии отсутствует |
B8C331ABB5E344441 70EEE9317D635CD |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2
|
Параметр |
Значение |
|
Пределы допускаемых значений относительной погрешности ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях |
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 минус 30 до +30 от минус 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 |
6; |
|
Параметр |
Значение |
|
Первичные номинальные токи, кА |
400 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100; |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
|
Количество точек учета, шт. |
4 |
|
Интервал измерений, минут |
30 |
|
Допускаемая абсолютная погрешность часов, не более, с. |
±5 |
|
Средний срок службы системы, не менее, лет |
10 |
Таблица 3
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической
энергии в рабочих условиях, %.
|
№ ИК |
Состав ИИК |
cos ф (sin ф) |
5 5%I I5 '% I I20 % |
5 20%I I20 %<I<I100 % |
5 ioo%i I100 %<I<I120 % |
|
1 - 3 |
ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,5 S) |
1 |
±2,8 |
±2,4 |
±2,3 |
|
0,8(инд.) |
±4,4 |
±3,6 |
±3,4 | ||
|
0,5(инд.) |
±6,3 |
±4,3 |
±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 |
±5,4 | |
|
0,5(0,87) |
±5,1 |
±4,7 |
±4,6 | ||
|
4 |
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 |
±2,5 | ||
|
ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,5) (реактивная энергия) |
0,8(0,6) |
±5,1 |
±3,0 |
±2,4 | |
|
0,5(0,87) |
±3,4 |
±2,2 |
±2,0 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения
з .
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):
= ±_ з2
KKe • 100%
, 1000PT I
ср
, где
з_ .
р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
з „
э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измере
ния 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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла».
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплект поставки приведен в таблицах 4 и 5.
Таблица 4.
|
Канал измерений |
Средство измерений | ||
|
№ ИК |
Наименование объекта учета, точка измерений по документации энергообъекта |
Вид СИ, обозначение, тип |
Заводской №, метрологические характеристики, № Г осреестра |
|
ООО «Белла» | |||
|
№1 |
ТП-1 РУ-6кВ 1 с.ш. яч.№3 |
ТТ трансформатор тока ARM3/N2F |
Зав. №№ 1057830; 1076711; КТ 0,5; Ri= 400/5; № ГР 18842-09 |
|
ТН трансформатор напряжения VRQ2n/S2 |
Зав. №№ 0199074; 0199075; 0199076; КТ 0,5; Ki= 6000/^3/100/^3; № ГР 23215-06 | ||
|
Счетчик электрической энергии Альфа А1140 |
Зав. № 05016888; КТ 0,5S/1; 1ном=5 А; № ГР 33786-07 | ||
|
№ 2 |
ТП-1 РУ-6кВ 2 с.ш. яч.№3 |
ТТ трансформатор тока ARM3/N2F |
Зав. №№ 1076702; 1075865; КТ 0,5; Ю= 400/5; № ГР 18842-09 |
|
ТН трансформатор напряжения VRQ2n/S2 |
Зав. №№ 0199077; 0199078; 0199079; КТ 0,5; Ю= 6000/^3/100/^3; № ГР 23215-06 | ||
|
Счетчик электрической энергии Альфа А1140 |
Зав. № 05016889 КТ 0,5S/1; 1ном=5 А; № ГР 33786-07 | ||
|
№3 |
ПС-734 РУ-6кВ секции I Б яч. фид.8 |
ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 |
Зав. №№ 00027; 00054; КТ 0,5; Ю= 400/5; № ГР 2473-05 |
|
ТН трансформатор напряжения НАМИ-10 |
Зав. № 4134; КТ 0,5; Ю= 6000/100; № ГР 11094-87 | ||
|
Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03 |
Зав. № 0109067087; КТ 0,5S/1; 1ном=5 А; № ГР 27524-04 | ||
|
№4 |
ПС-734 РУ-6кВ секции ПА яч. фид.45 |
ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 |
Зав. №№ 02042; 0298; КТ 0,5; Ю= 400/5; № ГР 2473-05 |
|
ТН трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 |
Зав. №1005; КТ 0,5; Ю= 6000/100; № ГР 18178-99 | ||
|
Многофункциональный счетчик СЭТ-4ТМ.03 |
Зав. № 0102071525; КТ 0,2S/0,5; 1ном=5 А; № ГР 27524-04 | ||
Таблица 5
|
Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации |
Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнер-го» на объекте ООО «Белла» |
|
Сервер HP ProLiant ML370 G5; 4 сотовых модема стандарта GSM 900/1800 Siemens MC35. |
1 комплект |
|
ПО Альфа Центр Многопользовательская версия |
1 комплект |
|
Устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (зав. №1611) |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации (МГЭР.411713.004.01-РЭ) |
1 шт. |
|
Методика поверки МГЭР.411713.004.01-МП |
1 шт. |
|
Формуляр МГЭР.411713.004.01-ФО.М |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МГЭР.411713.004.01-МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2012 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 29252005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных электронных Альфа А1140 по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии Альфа А1140. Методика поверки». №476/447-2011, согласованному с ФГУП «РОСТЕСТ-МОСКВА» в июле 2011г.
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- оборудование для поверки УСВ-1 в соответствии с методикой поверки (ВЛСТ 221.00.000 МП), утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 году;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
- Радиочасы МИР РЧ-01;
- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)»;
- Мультиметр «Ресурс - ПЭ».
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Белла». МГЭР.411713.004.01-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
осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
