Назначение
Комплекс учета электрической энергии низкого напряжения СЦЭ-DevLink (далее комплекс учета) предназначен для измерения активной электрической энергии в сетях низкого напряжения в многоквартирных домах, времени и передачи результатов измерений во внешние измерительные системы.
Описание
Комплекс учета выполняется по типовому проекту и представляет собой двухуровневую многоканальную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы комплекса учета состоят из трансформаторов тока; счетчиков электрической энергии следующих типов: CE 102, СЭБ-2А.07Д, СОЭ-55, «Меркурий 200», «Меркурий 206», «Меркурий 230», МЕ модификации МЕ172, «Лейне Электро-01М» и устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа DevLink.
Принцип действия комплекса учета при измерении электрической энергии заключается в измерении электрической энергии с использованием счетчиков электрической энергии с привязкой результатов измерений к времени в шкале времени, хранящейся в часах УСПД, сохранении результатов измерений в базе данных УСПД, предоставлении доступа к данным, хранящимся в памяти УСПД по протоколам SSH и OPC.
В измерительных каналах, в состав которых включены трансформаторные счетчики, осуществляется масштабное преобразование тока с использованием трансформаторов тока, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 7746-2001. Счетчики электрической энергии, входящие в состав комплекса учета осуществляют преобразование тока и напряжения с помощью аналогоцифрового преобразователя в цифровые коды, которые перемножаются для вычисления мгновенных значений электрической мощности. Активная электрическая энергия вычисляется путем интегрирования значений мгновенной мощности. В счетчиках, за исключением счетчиков типа «Меркурий 230» интегрирование осуществляется в двух различных регистрах в зависимости от часовой зоны суток. Периоды интегрирования внутри суток для каждого регистра задаются программированием счетчиков. В счетчиках типа «Меркурий 230» интегрирование осуществляется в одном регистре.
УСПД по расписанию, задаваемому при конфигурировании, производит считывание значений электрической энергии, хранящихся в регистрах текущих значений электрической энергии каждого подключенного к нему счетчика. УСПД сохраняет результаты измерений с их привязкой к моменту времени, определяемом в шкале времени часов УСПД. УСПД предоставляет доступ к хранящимся в энергонезависимой памяти результатам измерений по интерфейсам Ethernet или EGSM900 и GSM1800 с использованием протокола SSH и OPC.
Принцип действия комплекса учета при измерении времени заключается в синхронизации часов УСПД со шкалой UTC(SU) по протоколу NTP. В качестве источника точного времени используются часы сервера времени с нормированным значением поправки относительно шкалы времени UTC(SU) не превышающем значения ±5 с. УСПД передает команды синхронизации часам счетчиков.
Конструктивно комплекс учета выполнен в виде шкафа УСПД с размещенными в нем УСПД и вспомогательными компонентами, шкафов и щитов учета с размещенными счетчиками электрической энергии. Счетчики трансформаторного включения подключаются к
трансформаторам тока через линии расчетных длины и сечения, чем обеспечивается нормализация нагрузки на вторичную обмотку трансформаторов тока.
Программное обеспечение
Программное обеспечение комплекса учета установлено на УСПД. В состав программного обеспечения УСПД входят: система реального времени контроллера DevLink, служебные программы, драйверы счетчиков электрической энергии. Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения комплекса приведены в таблице 1.
Программное обеспечение комплекса учета обеспечивает выполнение следующих функций:
- считывание результатов измерений электрической энергии со счетчиков электрической энергии с привязкой результатов измерений к шкале времени, хранящейся в часах УСПД;
- передача часам счетчиков шкалы времени часов УСПД;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- предоставление доступа к результатам измерений по протоколу SSH и OPC.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части
программного обеспечения комплекса учета
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Драйвер счетчика СОЭ 55 | /gsw/soe55 | - | 6ce1727ddceb13 2d4107fb78aacd 76b3 | MD5 |
| Драйвер счетчика СЭБ-2А.07Д | /gsw/seb2a | - | 73a16e93457959 ce6c784709c49b 392e | MD5 |
| Драйвер счетчиков «Меркурий 230», «Меркурий 206» и «Меркурий 200» | /gsw/merc200 | - | 02118c88fd2bec d2e1c8651161ed ae4a | MD5 |
| Драйвер счетчика СЕ 102 | /gsw/se102 | - | d1f42d3d9182c8 00113ff8fa0aded 52c | MD5 |
| Драйвер счетчика МЕ 172 | /gsw/iskra | - | 2a2f7035479f4f0 98918fde0441df 2f3 | MD5 |
| Драйвер счетчика «Лейне Электро-01 М» | /gsw/leine | - | 1990f2190a9154 af7e9b8f6699515 8f9 | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения по МИ 3286-2010 - «C».
Технические характеристики
Классы точности счетчиков в составе комплекса учета при измерении активной электрической энергии 1 или 2 по ГОСТ Р 52322-2005, 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
Класс точности трансформаторов тока в составе комплекса учета, не хуже 0,5 по ГОСТ 7746-2001.
Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов
комплекса учета с трансформаторными счетчиками класса 0,5S при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения..................................................................................... приведены в таблице 2
Таблица 2 - Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов комплекса учета с трансформаторными счетчиками
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | Границы относительной погрешности при измерении активной электрической энергии |
| 5 | 0,5 | ± 5,6 |
| 5 | 0,8 | ± 3,3 |
| 5 | 0,865 | ± 3,0 |
| 5 | 1 | ± 2,0 |
| 20 | 0,5 | ± 3,2 |
| 20 | 0,8 | ± 2,1 |
| 20 | 0,865 | ± 2,0 |
| 20 | 1 | ± 1,4 |
| 100, 120 | 0,5 | ± 2,5 |
| 100, 120 | 0,8 | ± 1,8 |
| 100, 120 | 0,865 | ± 1,8 |
| 100, 120 | 1 | ± 1,3 |
Границы допускаемой относительной погрешности ИК комплекса учета со счетчиками непосредственного включения класса точности 1 при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения, не более .............................................................................................. ±2,9 %.
Границы допускаемой относительной погрешности ИК комплекса учета со счетчиками непосредственного включения класса точности 2 при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения, не более .............................................................................................. ±5,2 %.
Предел допускаемого значения поправки часов УСПД относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с .................................................................................................. ± 5.
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, мин ............................................ ± 0,5.
Диапазон задания периода измерений электрической энергии от 30 минут до 1 суток.
Глубина хранения результатов измерений не менее, суток.............................................60
Выходные интерфейсы:
- EGSM900 и GSM1800 с использованием технологии передачи данных GPRS;
- Ethernet 100BASE-T.
Условия применения:
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов, °С от минус 45 до 40,
- температура окружающего воздуха для счетчиков, °С........................ от 0 до 40,
- температура окружающего воздуха для УСПД, °С..........................от минус 20 до 60;
- частота сети, Гц.................................................................................. от 49,5 до 50,5.
Допускаемые значения информативных параметров ИК с трансформаторными счетчиками:
номинальный ток, 1ном, А........................................................................5;
рабочий ток, % от 1ном............................................................................. от 5 до 120;
напряжение, % от ином........................................................................... от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos ф.....................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
Допускаемые значения информативных параметров ИК со счетчиками непосредственного включения:
базовый ток, 1б, А...................................................................................5 или 10;
максимальный ток, 1макс, А........................................................ 50, 60, 80, 85, 100 или 120;
рабочий ток,............................................................................................ от 5% 1б до 1макс;
напряжение, % от ином........................................................................... от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos ф.....................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на крышку шкафа УСПД и на формуляр.
Комплектность
Комплектность комплекса учета приведена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность комплекса учета
| Наименование | Тип, модификация | Количество |
| Устройство сбора и передачи данных | DevLink | 1 |
| Трансформаторы тока | по ГОСТ 7746-2001 | В соответствии с количеством энергопринимающих устройств потребителей |
| Счетчики электрической энергии однофазные | CE 102 (Госреестр № 33820-07), СЭБ-2А.07Д (Госреестр №. 3839608), СОЭ-55 (Госреестр № 2826713), «Меркурий 200» (Госреестр № 24410-07), «Меркурий 206» (Госреестр № 46746-11), «Меркурий 230» (Г.р. 23345-07), МЕ модификации МЕ172 (Госреестр № 46746-11), «Лейне Электро-01 М» (Госреестр № 37761-08) | В соответствии с количеством энергопринимающих устройств потребителей |
| Счетчик электрической энергии трехфазный | «Меркурий 230» (Госреестр № 23345-07) | В соответствии с количеством энергопринимающих устройств потребителей |
| Комплекс учета электрической энергии низкого напряжения СЦЭ-DevLink. Методика поверки | СЦЭ.425210.026 Д1 | 1 |
| Комплекс учета электрической энергии низкого напряжения СЦЭ-DevLink. Формуляр | СЦЭ.425210.026 ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу СЦЭ.425210.026 Д1 Комплекс учета электрической энергии низкого напряжения СЦЭ-DevLink. Методика поверки, утвержденному ФГУП «СНИИМ» в июле 2013 г.
Основное поверочное оборудование: тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов не более ± 10 мкс), средства измерений нагрузки на вторичные обмотки трансформаторов тока -по МИ 3196-2009.
Поверка измерительных компонентов комплексов учета проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- счетчики электрической энергии СЕ 102 - в соответствии с методикой поверки
ИНЕС.411152.090Д1, утвержденной руководителем ФГУП «ВНИИМС»;
- счетчики электрической энергии СОЭ-55 - в соответствии с методикой поверки
ПФ2.720.022МП, утвержденной руководителем ФГУП «ВНИИМС»;
- счетчики электрической энергии «Меркурий 200» - в соответствии с методикой
поверки АВЛГ.411152.020РЭ, утвержденной руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;
- счетчики электрической энергии «Меркурий 206» - в соответствии с методикой
поверки АВЛГ.411152.032РЭ, утвержденной руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;
- счетчики электрической энергии «Меркурий 230» - в соответствии с методикой
поверки АВЛГ.411152.021РЭ1, утвержденной руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;
- счетчики электрической энергии СЭБ-2А.07Д - в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.154РЭ1, утвержденной руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;
- счетчики электрической энергии МЕ - в соответствии с методикой поверки
СЦЭ.411152.002Д1, утвержденной руководителем ФГУП «СНИИМ»;
- счетчики электрической энергии «Лейне Электро-01М» - в соответствии с
методикой поверки ЦТКА.411152.027МП, утвержденной руководителем ФГУП «ВНИИМС».
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием комплекса учета электрической энергии низкого напряжения СЦЭ-DevLink». Свидетельство об аттестации методики измерений №175-01.00249-2012 от «16» июля 2013 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
2. ГОСТ Р 52322-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
3. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
4. СЦЭ.425210.026 Комплекс учета электрической энергии низкого напряжения СЦЭ-DevLink. Типовой проект.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
