Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП "Борисоглебская горэлектросеть". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП "Борисоглебская горэлектросеть"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1911 п. 02 от 26.11.2014
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Каналы измерительные системы автоматизированной информационноизмерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть» (№№ 36, 37) предназначены для измерения электроэнергии (мощности) активной (реактивной) в составе системы автоматизированной информационноизмерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть», номер в Государственном реестре средств измерений 35436-07 (далее -каналы измерительные АИИС КУЭ).

Описание

В состав каналов измерительных АИИС КУЭ входят:

• трансформаторы тока измерительные (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТЛО-10 класса точности (КТ) 0,2S;

• трансформаторы напряжения измерительные (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа НТМИ-6 КТ 0,5;

• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

• счетчики электроэнергии многофункциональные микропроцессорные (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 для измерения активной и реактивной энергии типа СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности вычисляется для интервалов времени 30 мин. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере).

Цифровой сигнал с выходов интерфейсов счетчиков по каналам связи (основной -ГТС коммутируемый, резервный - сотовый) поступает на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам передачи данных.

Программное обеспечение

Каналы измерительные АИИС КУЭ функционируют под управлением программного комплекса «Энфорс АСКУЭ».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационно е наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии програм много обеспече ния

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

6

ПО «Энфорс АСКУЭ»

Администрирование программного комплекса (C:\Program Files\Enforce\ASKUE)

EnfAdmin.exe

2.3.23

f8197a111ba0c8579f

67ec2bf1c198e5

MD5

Оперативный контроль

NewOpcon.exe

98fc8cdd9d642624da ebe324f31f59e3

Отчеты

NewReports.exe

6edf8b590cd3aadf17 e62bc5b4f63126

Ручная обработка данных

DataProc.exe

5da292d5daa85d29ef

540625f3562458

Ручной и автоматический ввод данных

NewMEdit.exe

46951a1b6f7bc95dcc

7ef9de04d9d732

Формирование макетов 80020 xml

M80020.exe

ce7bb2858a21dff28b

925816a3a1dda0

Формирование макетов 51070 xml

NewM51070.ex e

63d44b869d8f03b7fe

1c41f131e9695c

Формирование макетов 80040 и 80050 xml

M80050.exe

612e20fbd0684ea519

8e150d17e5ab47

Формирование макетов АСКП

Enf_ASKP.exe

73da93a3eeb445b7f3

5c4937dbd85320

Загрузка макетов 80020 xml

M80020_imp.ex e

7fc7b8b089484802b2

39b0d2e2ef4c96

Перевод присоединений на обходные выключатели

Obhod.exe

3f46f7031a9c92da0fb abcc9a5666750

Торговый график

Tradegr.exe

4a320234f37eedbb94

41f71dacbe6462

Расчет вычисляемых показателей

Calc_Formula.e xe

ced70f330d11fd08bd fe91f4f729386e

Настройка подключения к БД

Enflogon.exe

73148d7f83a14a9ab5 f03561085cff9b

ПО «Энфорс Энергия 2+»

Сборщик (C:\Program Files \Энфорс Энергия 2+)

Collector_oracle .exe

2.0

01b520cf1826f59d28

6516f53b9544a3

Администратор

Admin2.exe

01ec3094814700d9f8

42727a1338d1d5

Оперативный контроль по 3-х минутным интервалам

Opcon2.exe

41808f02efdb282cf5

12cc8b5f3d4b77

Отчеты

Reports2.exe

ae0d33f062c4c76250

eabed23dbfa2a7

Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

Программный комплекс «Энфорс АСКУЭ» входит в состав системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть».

Оценка влияния на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

В каналах измерительных АИИС КУЭ синхронизация времени производится от системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть».

В случае расхождения времени счетчиков и Системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть» более чем ± 1 с, производится коррекция времени счетчиков. В Каналах измерительных АИИС КУЭ автоматически поддерживается единое время во всех компонентах с точностью не хуже ±5 с.

Предусмотрена защита от несанкционированного доступа: пломбирование счетчиков, информационных цепей.

Технические характеристики

Характеристики каналов измерительных АИИС КУЭ приведены в таблице 2,

которая содержит их перечень и состав, метрологические характеристики компонентов.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики каналов измерительных. Таблица 2 - Перечень каналов измерительных и их состав

Канал измерительный

Средство измерений

Ктт •Ктн •Ксч

Наименование измеряемой величины

№ ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

2

3

4

5

6

7

eR

ПС 110/35/6 кВ Борисоглебская КЛ - 6кВ № 15

ТТ

KT=0,2S; Ктт=300/5 №25433-11

А

ТЛО-10

18506

3600

Ток первичный, I1

С

ТЛО-10

18507

ТН

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70

А

НТМИ-6

209

Напряжение первичное, U1

В

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12

Передаточное   число

5000 имп/кВт(квар)ч

СЭТ-4ТМ.03.М

0802131171

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

СП

ПС 110/35/6 кВ Борисоглебская КЛ - 6кВ № 22

ТТ

KT=0,2S; Ктт=300/5 №25433-11

А

ТЛО-10

18505

3600

Ток первичный, I1

С

ТЛО-10

18504

ТН

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70

А

НТМИ-6

6042

Напряжение первичное, U1

В

С

Счетчик

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12

Передаточное   число

5000 имп/кВт(квар)ч

СЭТ-4ТМ.03.М

0802130946

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.

Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Таблица 3- Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) (5 wp /5 Wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации каналов измерительных АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_______________

5 wp ,%

№ ИК

КТТТ

КТТН

КТсч

Значение cos ф

1 %< I/In<5% Wp i%< Wp<Wp 5 %

5 %< I/In<20% Wp 5 %< Wp<Wp 20 %

20%<I/In<100%

Wp20 % <Wp<Wp100 %

100%< I/In< 120%

Wp100 % <Wp< Wp120 %

36, 37

0,2s

0,5

0,2s

1,0

±1,2

±0,9

±0,7

±0,7

0,8

±1,4

±1,1

±0,9

±0,9

0,5

±2,3

±1,7

±1,5

±1,5

5 WQ, %

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф (sin ф)

1 %< I/In<5% Wqi%< Wq<Wq 5 %

5 %< I/In<20% WQ5 %< WQ<WQ 20 %

20%<I/In<100% W Q20 % <W Q<WQ100 %

100%< I/In<120% WQ100 % <WQ< WQ120 %

36, 37

0,2s

0,5

0,5

0,8(0,6)

±1,9

±1,6

±1,3

±1,3

0,5(0,87)

±2,7

±2,1

±1,8

±1,8

I/In, % - значение первичного тока в сети от номинального.

WP1 %(WQ5 ) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии (активной/реактивной) при соотношении I/In от 1 до 120 %.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут          ± 5

Условия эксплуатации измерительных компонентов каналов измерительных АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

• трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;

• счётчики электроэнергии для измерения активной энергии СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД.

Таблица 4 - Условия эксплуатации каналов измерительных АИИС КУЭ

Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава канала измерительного АИИС КУЭ

Компоненты             каналов

измерительных АИИС КУЭ

Счетчики

ТТ

ТН

Сила переменного тока, А

I2 мин  I2 макс

11мин   1,2 11ном

_

Напряжение переменного тока, В

0,9 U2ном - 1,1 U2ном

_

0,9 U1 ном — 1,1 U1 ном

Коэффициент мощности (cos ф)

0,5 инд - 1,0 — 0,8 емк

0,8 инд. — 1,0

0,8 инд - 1,0

Частота, Гц

47,5 - 52,5

47,5 - 52,5

47,5 - 52,5

Температура окружающего воздуха, °С

-По ЭД

- Реальные (в помещении П/С)

От минус 40 до плюс 60

От 5 до 35

От минус 50 до плюс 45

От 5 до 35

От минус 50 до плюс 45

От 5 до 35

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

_

_

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при ^ф2=0,8 ИНд)

_

0,25 S2ном — 1,0 S2ном

_

Мощность нагрузки ТН (при COS<p;=0.8 инд)

_

_

0,25 Sном - 1,0 Sном

Надежность применяемых компонентов

Параметры надежности средств измерений: трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии

Компоненты:

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ. 03М

Трансформаторы напряжения, тока;

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ. 03М

Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

219000

219000

90000

Срок службы, лет:

30

30

Среднее время восстановления при отказе не более 4 ч.

Надежность системных решений:

• удалённый доступ;

• возможность съёма информации со счётчика автономным способом

• визуальный контроль информации на счётчике

Регистрация событий:

• в журнале событий счётчика;

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике (сервере)

Защищенность применяемых компонентов

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей;

Защита информации на программном уровне:

• установка пароля на счетчик;

Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации каналов измерительных АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность каналов измерительных АИИС КУЭ указана в таблице 2.

В комплект поставки также входят:

• руководство по эксплуатации на счётчик СЭТ-4ТМ. 03М ИЛГШ.411152.145 РЭ;

• паспорт на счётчик СЭТ-4ТМ. 03М ИЛГШ.411152.145 ПС;

• паспорта-протоколы;

• методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу МП 59089-14 «Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в августе 2014 г.

Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке каналов измерительных АИИС КУЭ

Наименование эталонов, вспомогательных СИ

Тип

Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ)

Цель использования

1

2

3

4

1.Термометр

ТП 22

Цена деления 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С

Контроль температуры окружающей среды

2. Барометр-анероид

БАММ 1

Атм. давление 80-106 кПа

Отн. погрешность ± 5%

Контроль атмосферного давления

3. Психрометр

М-4М

Класс точности 2,0

Контроль относительной влажности

4 Миллитесламетр

МПМ-2

Погрешность 7,5 %

Измерение         напряженности

магнитного поля

5.Измеритель показателей качества электрической энергии

Ресурс-UF2M

Класс точности 0,2 (напряжение гармоник)

Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97

б.Вольтамперфазометр

ПАРМА

ВАФ-Т

Класс точности 0,5 Напряжение 0-460 В Ток 0-6 А

Частота 45-65 Гц Фазовый угол от минус 180 до 180 град.

Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током

7. Прибор сравнения

КНТ-03

1,999 В-А;

19,99 В-А;

199,9 В-А

Погрешность ±0,003 ВА

Погрешность ±0,03 ВА

Погрешность ±0,3 ВА

Измерение    полной   мощности

вторичной нагрузки ТТ и ТН

8. Радиочасы

МИР РЧ-01

Использование сигнала точного времени

9. Секундомер

СОСпр-1

0-30 мин., Цена деления 0,1 с

При определении погрешности хода системных часов

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ Средства поверки трансформаторов напряжения измерительных по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и (или) по ГОСТ 8.216-2011.

Средства поверки трансформаторов тока измерительных по ГОСТ 8.217-2003.

Средства   поверки   счетчиков   электрической   энергии   многофункциональных

микропроцессорных типа СЭТ-4ТМ. 03М по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ.

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Учет электроэнергии и мощности на объектах. Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием     системы     автоматизированной     информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть». Методика измерений аттестована ФБУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 54/1201.00272-2014 от 07.08.2014 г.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание