Комплексы технических средств для автоматизации контроля и учета электрической энергии и мощности "Энергомера". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Комплексы технических средств для автоматизации контроля и учета электрической энергии и мощности "Энергомера"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 10 от 25.09.08 п.253
Класс СИ 34.01.03
Номер сертификата 33024
Примечание Взамен № 19575-03
Срок действия сертификата 01.10.2013
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ТУ 4222-026-46146329-99
Тип сертификата (C - серия/E - партия) С

Назначение

Комплексы технических средств для автоматизации контроля и учета электрической энергии и мощности “Энергомера” (далее КТС “Энергомера”) предназначены для измерений электрической энергии и мощности, автоматизации контроля, коммерческого и технического учета электроэнергии и мощности на предприятиях энергетики (электростанциях и подстанциях), промышленных предприятиях, в коммунальном-бытовом секторе, а также для создания с их помощью многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ).

Описание

КТС “Энергомера” в максимальной конфигурации могут состоять из оборудования:

- контролируемого объекта (КО) - по количеству контролируемых объектов;

- центра обработки информации (ЦОИ) - по количеству ЦОИ.

КТС “Энергомера” в минимальной конфигурации могут состоять из оборудования только одного КО.

Оборудование КО представляет собой единый измерительный комплекс и включает технические и программные компоненты, а также дополнительное оборудование. Комплекс производит измерение величин электрической энергии и мощности, используя в качестве первичных измерительных приборов счётчики электрической энергии (далее - счётчики), обеспечивает сбор измеренных значений по каналам учёта, а также передачу измерительной и диагностической информации в ЦОИ. Состав оборудования конкретного КО определяется спецификацией проекта АИИС КУЭ.

Техническими компонентами КО могут являться:

- счётчики с числоимпульсными выходами серий ЦЭ и СЕ производства ОАО «Концерн Энергомера» и сторонних производителей, внесенные в Госреестр средств измерений;

- счётчики серий ЦЭ и СЕ производства ОАО «Концерн Энергомера» с цифровыми интерфейсами (RS-232, RS-485, CAN) и модулями удалённого доступа, внесенные в Госреестр средств измерений;

- устройства сбора и передачи данных типов УСПД164-01, УСПД 164-01М различных исполнений по набору функций - «К1», «К2» (для коммунально-бытового сектора), «И» (для промышленных предприятий и предприятий электроэнергетики) (далее -УСПД);

- блок питания БП-24;

- радиомодемы типа СЕ831;

- модемы передачи данных по силовым сетям (модемы PLC) типа СЕ832.

Программными компонентами КО являются:

- технологическое программное обеспечение администрирования устройств

«AdminTools» (для конфигурирования и локального считывания данных и параметров из технических компонентов производства ОАО «Концерн Энергомера»).

Дополнительным оборудованием КО может являться:

- преобразователи цифровых интерфейсов типа СЕ824, СЕ825, ADAM, адаптер RS-232/CRS-485, (преобразователи интерфейсов), осуществляющие аппаратное согласование между собой различных типов цифровых интерфейсов - RS-485, CAN, RS-232, Ethernet;

- повторители интерфейсов RS-485, CAN типа ADAM (далее - повторители интерфейсов);

- разветвители интерфейсов «Энергомера», предназначенные для кроссирования и согласования физических интерфейсных линий;

- модемы (проводные и GSM), модемы и модули связи GPRS - оборудование передачи данных;

- GPS-приёмники (для синхронизации времени в УСПД);

- переносные (типа «NoteBook») персональные компьютеры с установленными на них программными компонентами КО или пульт администратора (карманный переносной компьютер с программой «AdminTools»);

- устройства-преобразователи переключения на резервное питание.

Оборудование ЦОИ представляет собой вычислительный центр, включает вычислительные аппаратно-программные средства, программные комплексы и дополнительное оборудование. Состав конкретного вычислительного центра ЦОИ определяется требованиями заказчика.

ЦОИ выполняет:

- сбор в базу данных измерительной и диагностической информации от КО;

- вычислительную обработку измерительной информации;

- визуальное представление информации в виде отчётных форм с выдачей на печать;

- передачу информации в различных форматах на серверы АИИС КУЭ следующего уровня.

Вычислительными аппаратно-программными средствами ЦОИ являются серверы на базе персональных настольных компьютеров (далее - серверы) с предустановленной операционной системой.

Программными комплексами ЦОИ могут являться (одно из перечисленных ниже):

- программное обеспечение центра обработки информации (ПО ЦОИ) поставляемое ОАО «Концерн Энергомера»;

- программное обеспечение «Альфа-Центр» комплексов измерительновычислительных для учета электрической энергии;

- программный пакет систем информационно-измерительных контроля и учета энергопотребления «Пирамида»;

В состав дополнительного оборудования ЦОИ могут входить:

- модемы (проводные, GSM/GPRS);

- GPS-приёмники (для синхронизации времени);

- оборудование локальных вычислительных сетей;

- источники бесперебойного питания.

Структура АИИС КУЭ на основе КТС «Энергомера» состоит, как правило, из трех функциональных уровней. Первый уровень включает в себя измерительноинформационный комплекс (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В его состав входят:

- измерительные трансформаторы тока и напряжения;

- вторичные измерительные цепи;

- счётчики.

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят:

- УСПД, обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК;

- технические средства приёма-передачи данных (преобразователи интерфейсов, каналообразующая аппаратура, модемы).

При построении ИИК и ИВКЭ используется оборудование КО КТС «Энергомера».

Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК в АИИС КУЭ выполняет следующие задачи:

- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

- автоматическую диагностику состояния средств измерений (для средств измерений, поддерживающих данную функцию);

- подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.

ИВК формируется из оборудования ЦОИ КТС «Энергомера».

Измерительные каналы в КТС «Энергомера» при использовании счётчиков с импульсным выходом формируются одним из следующих способов соединения технических средств и каналов связи:

с хема 1- счётчики - УСПД - модем (проводной, GSM/GPRS) - проводной коммутируемый канал связи (GSM/GPRS канал) - модем (проводной или GSM/GPRS) - сервер ЦОИ;

с хема 2 - счётчики - УСПД - преобразователь интерфейсов (при необходимости) - сервер ЦОИ;

с хема 3 - счётчики - УСПД - радиомодем СЕ831С - радиоканал - радиомодем СЕ831С или СЕ831Н - сервер ЦОИ;

Измерительные каналы в КТС «Энергомера» при использовании счётчиков с цифровыми интерфейсами формируются одним из следующих способов соединения технических средств и каналов передачи данных:

с хема 4 - счётчики - повторители интерфейсов (при необходимости) - УСПД -модем (проводной или GSM/GPRS) - проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS канал) - модем (проводной или GSM/GPRS) - сервер ЦОИ;

с хема 5 - счётчики - повторители интерфейсов (при необходимости) - преобразователи интерфейсов - УСПД - модем (проводной или GSM/GPRS) - проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS канал) - модем (проводной или GSM/GPRS) - сервер ЦОИ;

с хема 6 - счётчики - преобразователь интерфейсов (при необходимости) - модем или модуль связи GPRS - GSM/GPRS канал - модем GSM/GPRS - сервер ЦОИ;

схема 7 - счётчики - преобразователи интерфейсов - сервер ЦОИ.

Измерительные каналы в КТС «Энергомера» при использовании счётчиков с модулями удалённого доступа формируются одним из следующих способов соединения технических средств и каналов передачи данных (для доступа к наиболее удалённым счётчикам используется ретрансляция данных в канале связи PLC и радиоканале- до 7 ступеней):

- схема 8 - счётчики с модулями передачи данных по силовым сетям - канал связи PLC - модем PLC СЕ832 - УСПД - модем (проводной или GSM/GPRS) - проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS канал) - модем (проводной или GSM/GPRS) -сервер ЦОИ;

- схема 9 - счётчики с радио-модулями - радиоканал - радиомодем СЕ831С -УСПД - модем (проводной или GSM/GPRS) - проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS канал) - модем (проводной или GSM/GPRS) - сервер ЦОИ;

- схема 10 - счётчики с радио-модулями - радиоканал - радиомодем СЕ831Н - переносной компьютер с программой «AdminTools» или пульт администратора - функции экспорта/импорта данных (только для программного комплекса ПО ЦОИ ОАО «Концерн Энергомера») - сервер ЦОИ;

- схема 11 - счётчики с радио-модулями - радиоканал - радиомодем СЕ831С или СЕ831Н-сервер ЦОИ;

- схема 12 - счётчики с модулями передачи данных по силовым сетям - канал связи PLC - модем PLC СЕ832 - сервер ЦОИ.

Во всех вышеперечисленных схемах измерительных каналов вместо сервера ЦОИ при периодическом ручном сборе может использоваться переносной или настольный компьютер с программой «AdminTools». При этом обеспечивается сохранение коммерческих данных в специальное хранилище (формат хранения - XML). Возможна также перегрузка коммерческих данных в программу «Microsoft Excel» и вывод их на печать.

Для схем 2, 3, 7, 11 при периодическом ручном сборе вместо сервера ЦОИ может использоваться пульт администратора. При этом также обеспечивается сохранение коммерческих данных в специальное хранилище (формат хранения - XML) с последующей перегрузкой их в базу данных ПО ЦОИ.

Программа «AdminTools» не производит дополнительной вычислительной обработки данных, собираемых со счётчиков.

Сервер ЦОИ производит опрос измерительной и диагностической информации с КО, ведет отсчет времени и синхронизирует его в УСПД КО или непосредственно в счётчиках для схем без УСПД. В свою очередь УСПД синхронизирует отсчет времени в подключённых по цифровым интерфейсам и каналам передачи (канал связи PLC и радиоканал) многофункциональных счетчиках. При отсутствии каналов связи синхронизация времени и перенос данных измерений в базу данных сервера ЦОИ осуществляется при помощи переносного компьютера с программой «AdminTools» (только для для программного комплекса ПО ЦОИ ОАО «Концерн Энергомера»). Исполнения «И» УСПД имеет встроенную поддержку протоколов синхронизации TSIP и NMEA и обеспечивают при подключении внешнего GPS-приёмника синхронизацию измерительного комплекса КО без участия сервера ЦОИ.

УСПД обеспечивают режим прямого доступа к счётчикам, подключённым по цифровым интерфейсам со стороны программных комплексов ЦОИ и программы администрирования устройств «AdminTools».

УСПД 164-01М обеспечивает сбор данных и диагностической информации от счётчиков по двум цифровым интерфейсам одновременно.

УСПД обеспечивают считывание журналов событий счётчиков, их промежуточное хранение и передачу по запросу на сервер ЦОИ.

Защита от несанкционированного доступа к конфигурационным параметрам, а также данным хранящимся в УСПД, модулях связи осуществляется с помощью системы паролей, аппаратной блокировки доступа и пломбирования внешних соединений.

В программе администрирования устройств «AdminTools» и ПО ЦОИ реализованы процедуры аутентификации пользователей при запуске программ и выполнении действий по изменению параметров конфигурации измерительных каналов.

В УСПД, программе администрирования устройств «AdminTools» и ПО ЦОИ осуществляется регистрация событий в энергонезависимой памяти, относящихся к действиям пользователей, изменению конфигурации и даты/времени, внешним событиям, системным ошибкам.

Для проверки правильности функционирования технических компонентов КТС “Энергомера” и выполнения поверки в УСПД имеется встроенный генератор импульсов.

УСПД имеют встроенные средства диагностики, обеспечивающие выполнение внутренних тестов автоматически 1 раз в сутки, а также по командам, поступающим по цифровым интерфейсам от программных комплексов и программы администрирования устройств «AdminTools».

ПО ЦОИ построено по модульной структуре и имеет два исполнения - «Бытовой потребитель», «Промышленный потребитель», отличающиеся составом автоматизированных рабочих мест (АРМ), дополнительных приложений и набором выполняемых функций.

Исполнение «Промышленный потребитель» обеспечивает выполнение следующих функций:

- конфигурирование КО - количество и параметры каналов учета, настройки видов и параметров каналов связи, периодичность сбора данных;

- выполнение учёта электроэнергии в соответствии с введенным тарифным расписанием, контроль превышения заявленной мощности;

- обработку собранных с УСПД данных и их представление в виде различных форм, графиков, таблиц, а также контроль режима потребления по 30-минутным и 3-минутным профилям мощности, сравнение фактических значений с максимальным и минимальным допустимыми значениями мощностей;

- отслеживание 3-минутных профилей мощностей с заданным периодом обновления данных;

- отслеживание значений фактических 30-минутных и 3-минутных небалансов и их сравнение их с допустимыми небалансами;

- мониторинг состояния энергетического оборудования с визуальным отображением на дисплее;

- оперативное администрирование пользователей с распределением прав доступа между ними;

- сбор данных с объектов учета в соответствии с установленными настройками.

Исполнение «Бытовой потребитель» обеспечивает выполнение следующих функций:

к онфигурирование КО - количество и параметры каналов учета, настройки видов и параметров каналов связи, периодичность сбора данных;

- оперативное администрирование пользователей с распределением прав доступа между ними;

- сбор данных с объектов учета в соответствии с установленными настройками.

ПО ЦОИ функционирует на серверах под управлением следующих операционных систем:

- Windows® 2000 SP 4;

- Windows® ХР SP 2;

- Windows® Server 2003.

Технические характеристики

Основные функции преобразования КТО “Энергомера” для измерительных каналов со счетчиками с импульсными и цифровыми выходами имеют вид, соответственно

( ,22, А                               ( Z2 \

W= К- ’ кг, *   ■ и W =        •К„'Кт„,где

И / — энергия за расчетный период в кВт ч(квар ч);

Ксч -передаточное число счетчика в имп/кВт ч(имп/квар ч);

Ктт и Ктн - коэффициенты трансформации по току и по напряжению; t2

сумма импульсов, измеренная за расчетный период от ti до

Z1

t2

_ сумма значений средних получасовых мощностей, “считанных” со счетчи-п ков в цифровом виде в кВт (квар) без учета коэффициентов трансформации;

tycp ~ время усреднения мощности в часах (tycp= 0.5 ч).

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов по электрической энергии и средней получасовой мощности определяются классами точности применяемых счетчиков.

Предел допускаемой дополнительной относительной погрешности по электрической энергии за расчетный период и за сутки для импульсных каналов составляет 0,02% ( при числе импульсов не менее 10 000).

Предел допускаемой дополнительной относительной погрешности по электрической энергии за расчетный период и сутки и средней получасовой мощности для цифровых каналов составляет 1 единица младшего разряда измеренной величины.

Предел допускаемой относительной погрешности по средней получасовой мощности 5Р для импульсных каналов рассчитывается по формуле:

Зр = Зэ 4

1         ! Ц о

сч 1 * Ао * 1уср ^30

где 5Э - предел допускаемой относительной погрешности счетчика по энергии;

Ксч - передаточное число счетчика выраженное в импульсах на 1 кВт ч;

Рзо - измеренное значение средней получасовой мощности по вторичным цепям (без учета коэффициента трансформации), выраженное в кВт;

tycp- время усреднения мощности, выраженное в часах (tyCp= 0,5 ч);

Di - цена единицы младшего разряда отображаемого значения средней получасовой мощности (Рзо), выраженная в кВт.

Предел допускаемой абсолютной погрешности по времени КО и ЦОИ ±5 с/сут.

Номинальное напряжение питания

Устройство сбора и передачи данных УСПД164-01

24 В постоянного тока

Устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01М

24 В постоянного тока

Адаптер RS-232C/RS-485

24 В постоянного тока

Интеллектуальный преобразователь интерфейсов СЕ824

24 В постоянного тока

Преобразователь интерфейсов СЕ825

24 В постоянного тока

Модем PLC СЕ832

220 В переменного тока

Радиомодемы СЕ831:

СЕ831С

СЕ831Н

24 В постоянного тока

8 В или 5 В

Блок питания БП-24

220 В переменного или постоянного тока.

Полная потребляемая мощность (ток), не более:

Устройство сбора и передачи данных УСПД164-01

2,5 Вт

Устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01М

200 мА

Адаптер RS-232C/RS-485

150 мА

Интеллектуальный преобразователь интерфейсов СЕ824

250 мА

Преобразователь интерфейсов СЕ825

100 мА

Радиомодемы СЕ831С, СЕ831Н

150 мА

Модем PLC СЕ832

15 В А

Период опроса счетчиков, УСПД]

Счётчики с цифровыми интерфейсами RS-485; RS-232, CAN, опрашиваемые УСПД

1, 3, 5, 10, 15, 30, 60 мин с дискретностью 1 мин, сутки

Период опроса УСПД сервером с ПО ЦОИ

Минуты (от 1 до 60), часы (от 1 до 24), сутки, месяц

Параметры импульсных каналов

Диапазон передаточных чисел счетчиков

от 1 до 65535

Максимальная частота следования импульсов

10 Гц

Минимальная длительность импульса

25 мс

Максимальное удаление счетчиков с импульсными выходами от УСПД

1000 м

Амплитуда тока импульсов принимаемых от счетчиков

До 10 мА

Номинальное напряжение питания импульсных каналов

12 В

Параметры цифровых каналов

Максимальная длина линий интерфейса RS-485 и CAN

1000 м

Максимальная скорость обмена по интерфейсу RS-485

38 400 бит/с

Максимальная скорость обмена по интерфейсу CAN

125 кбит/с

Диапазон рабочих температур

УСПД164-01, адаптер RS-232C/RS-485, блок питания БП-24

От минус 30 до 55 °C

УСПД 164-01М, радиомодемы СЕ831С, СЕ831Н

От минус 40 до 55 °C

Преобразователь интерфейсов СЕ825, интеллектуальный преобразователь интерфейсов СЕ824

От минус 30 до 50 °C

Масса, кг и габаритные размеры (длина; ширина; высота) мм, не более

Устройства сбора и передачи данных УСПД164-01, УСПД 164-01М

1,0

55;92;190

Блок питания БП-24

1,0

120;102;75

Адаптер RS-232C/RS-485

0,25

23;57;85

Интеллектуальный преобразователь интерфейсов СЕ824

0,5

90;60;38

Преобразователь интерфейсов СЕ825

0,5

90;60;38

Модем PLC СЕ832

0,5

135;87;40

Радиомодем СЕ831С

1,0

135;105;40

Радиомодем СЕ831Н

1,0

190;80;37

Разветвитель интерфейсов «Энергомера»

0,35

132,80,35

Глубина хранения информации о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки

Не менее 3 месяцев

Глубина хранения информации о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за месяц

Не менее 3 лет

Срок хранения данных в УСПД при отключении питания

Не менее 20 лет

Длительность отсчета времени при отключении питания:

-ВУСПД164-01

-в УСПД 164-01М

Не менее 60 сут Не менее 8 лет

Средняя наработка на отказ технических компонентов КО КТС «Энергомера»

Не менее 35 000 ч

Средний срок службы технических компонентов КО КТС «Энергомера»

Не менее 20 лет

Среднее время восстановления компонентов КО КТС «Энергомера»

Не более 2 ч

Коэффициент готовности ПО ЦОИ

0,99

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на этикетки, расположенные на лицевой панели УСПД164-01, УСПД 164-01М и титульных листах эксплуатационной документации.

Комплектность

Состав оборудования и программных средств КТС «Энергомера» устанавливаемого в АИИС КУЭ приведен ниже в таблицах 1 и 2. Оборудование КТС «Энергомера» может включать все или только некоторые компоненты. Количество компонентов определяется спецификацией заказа.

Таблица 1 - Состав контролируемого объекта.

Наименование

Обозначение

Развернуть полное описание