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.
