Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Кузбасская энергосетевая компания" (ООО "КЭнК"), г.Юрга
| Номер в ГРСИ РФ: | 51885-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Сервисный центр Энергия", г.Новосибирск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ┌Кузбасская энергосетевая компания√ (ООО ┌КЭнК√), г. Юрга (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 51885-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Кузбасская энергосетевая компания" (ООО "КЭнК"), г.Юрга |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 48865 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1073 п. 16 от 30.11.2012 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Сервисный центр Энергия", г.Новосибирск
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | НЭ.425210.043 Д1 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 51885-12: Описание типа СИ | Скачать | 253.7 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC.
Описание
АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС;
- измерение времени.
АИИС имеет двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) с функцией сбора информации от ИИК ТИ.
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ);
- трансформаторами напряжения (ТН);
— счётчики электроэнергии.
В качестве ИВК используется программно-технический комплекс (ПТК) «ЭКОМ» (Г.р. № 19542-05). Аппаратная часть ИВК включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» (Г.р. № 17049-09) с функцией измерения времени в шкале UTC и промышленный компьютер CLR Server N1450.
Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной
мощности с использованием счетчиков электрической энергии типа МТ85, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Приращения активной (реактивной) электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от значений активной (реактивной) мощности и далее сохраняются в регистрах долговременной пямяти.
ИВК осуществляет:
- опрос один раз в 30 минут счетчиков электрической энергии;
- сбор результатов измерений;
- обработку результатов измерений, заключающуюся в умножении полученных результатов на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- хранение результатов измерений в базе данных.
На уровне ИВК обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных, формирование отчетов и передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в:
- ПАК ОАО «АТС»;
- филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго-РЭС»;
- филиал ОАО «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ.
На подстанциях счетчики объединяются в группы по интерфейсу RS-485. Группа счетчиков подключается к каналообразующему оборудованию (преобразователи интерфейсов MOXA и CON1, GSM-модем Siemens TC-35i и радиомодем Motorolla) для дальнейшей передачи данных в УСПД «ЭКОМ-3000М», расположенный в серверной ОГЭ г.Юрга ООО «КЭнК». В качестве основного канала связи между ИИК и ИВК используется канал связи с использованием GSM-модема, в качестве резервного - радиоканал посредством радиомодема Motorolla.
Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС системами обеспечивается по основному и резервному каналам связи. В качестве основного канала связи используется глобальная сеть передачи данных Интернет, в качестве резервного канала связи используется служба GPRS сети мобильной радиосвязи посредством GSM-терминала Siemens TC65 Terminal.
ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC. Синхронизация часов УСПД со шкалой UTC производится от встроенного в УСПД GPS-приемника в постоянном режиме. Передача шкалы времени от УСПД часам счетчиков электрической энергии осуществляется следующим образом: при опросе счетчика по окончании каждого 30-минутного интервала производится проверка поправки счетчиков относительно шкалы времени УСПД. УСПД вычисляет разницу между показаниями своих часов и часов счетчика, и, если поправка часов счетчика превышает ±2 с, производит коррекцию часов счетчика.
Таблица 1 - Перечень и состав ИК АИИС
|
S £ |
Диспетчерское наименование при- |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
счетчики электроэнергии |
Тип, № Г. р. УСПД | ||||||
|
Тип, № Госреестра |
К-т тр-и |
Кл. т. |
Тип, № Госреестра |
Коэф-т трансформации |
Кл. т. |
Тип, № Госреестра |
Класс точн. при измерении электроэнергии | ||||
|
акт. |
реакт. | ||||||||||
|
1 |
ПС «Юргинская», ф.6-5-2 |
ТПОЛ-10 Г. р. № 1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НТМИ-6 Г. р. № 831-53 |
6000/100 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 |
ЭКОМ-3000, Г. р. № 17049-09 |
|
2 |
ПС «Юргинская», ф.6-9-У |
ТПЛ-10У3 Г. р. № 1276-59 |
400/5 |
0,5 |
НТМИ-6 Г. р. № 831-53 |
6000/100 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
3 |
ПС «Юргинская», ф.6-10-У |
ТПЛ-10У3 Г. р. № 1276-59 |
300/5 |
0,5 |
НТМИ-6 Г. р. № 831-53 |
6000/100 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
4 |
ПС «Юргинская» , ф.6-12-5 |
ТПЛ-10У3 Г. р. № 1276-59 |
600/5 |
0,5 |
НТМИ-6 Г. р. № 831-53 |
6000/100 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
5 |
ПС «Юргинская», ф.6-15-4 |
ТПОЛ-10 Г. р. № 1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НТМИ-6 Г. р. № 831-53 |
6000/100 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
6 |
ПС «Юргинская», ф.6-22-7 |
ТПФМ-10 Г. р. № 814-53 |
400/5 |
0,5 |
НТМИ-6 Г. р. № 831-53 |
6000/100 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
7 |
ПС «Юргинская», ф.6-23-С |
ТПЛМ-10 Г. р. № 2363-68 |
400/5 |
0,5 |
НТМИ-6 Г. р. № 831-53 |
6000/100 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
8 |
ПС «Юргинская», ф.6-25-6 |
ТПОЛ-10 Г. р. № 1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НТМИ-6 Г. р. № 831-53 |
6000/100 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
9 |
ПС «Юргинская», ф.6-27-1 |
ТПОЛ-10 Г. р. № 1261-59 |
600/5 |
0,5 |
НТМИ-6 Г. р. № 831-53 |
6000/100 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
10 |
ПС «Западная», Ю-500-1 |
ТВ-110-II Г. р. № 19720-00 |
400/5 |
0,5 |
НКФ-110-57У1 Г. р. № 14205-94 |
11ПППП:^3 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
100: т/з | |||||||||||
|
s £ |
Диспетчерское наименование при- |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
счетчики электроэнергии |
Тип, № Г. р. УСПД | ||||||
|
Тип, № Госреестра |
К-т тр-и |
Кл. т. |
Тип, № Госреестра |
Коэф-т трансформации |
Кл. т. |
Тип, № Госреестра |
Класс точн. при измерении электроэнергии | ||||
|
акт. |
реакт. | ||||||||||
|
11 |
соединения ПС «Западная», Ю-500-2 |
ТВ-110-II Г. р. № 19720-00 |
750/5 |
0,5 |
НКФ-110-57У1 Г. р. № 14205-94 |
110000:73 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 |
ЭКОМ-3000, Г. р. № 17049-09 |
|
100:73 | |||||||||||
|
12 |
ГПП, Ю-2 |
ТВЭ-35УХЛ2 Г. р. № 13158-92 |
300/5 |
0,5 |
ЗНОМ-35065 Г. р. № 912-70 |
35000: |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
100: т/З | |||||||||||
|
13 |
ГПП, Ю-3 |
ТВЭ-35УХЛ2 Г. р. № 13158-92 |
300/5 |
0,5 |
ЗНОМ-35065 Г. р. № 912-70 |
35000: х/З |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
100: 7з | |||||||||||
|
14 |
СП-1, ф.10-12-К |
ТПЛ-10-М Г. р. № 22192-01 |
100/5 |
0,5 |
ЗНОЛ.06 Г. р. № 3344-04 |
10000:73 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 | |
|
100:73 | |||||||||||
Примечание. В АИИС допускается замена измерительных компонентов на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем приведенные в таблице 1. Замена измерительных компонентов оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.
Программное обеспечение
В ИВК АИИС используется программное обеспечение «Энергосфера» (разработка ООО "Прософт-Системы", г. Екатеринбург). Серверная часть программного комплекса «Энергосфера» включает в себя базу данных «ЭКОМ», функционирующую под управлением системы управления базами данных MS SQL Server и обеспечивающую хранение результатов измерений, конфигурации АИИС и расчетных алгоритмов.
В качестве средства сбора данных используется программное обеспечение «Сервер опроса», обеспечивающее сбор результатов измерений и служебной информации, хранящейся в УСПД.
Клиентское программное обеспечение представлено программами «АРМ Энергсфера», обеспечивающей визуальное представление результатов измерений, и «Центр импор-та/экспорта», обеспечивающей автоматический прием и рассылку результатов измерений.
Служебные программы представлены программами «Редактор расчетных схем», обеспечивающей создание структуры объекта учета и редактирование ее параметров; «Консоль администратора», обеспечивающей выполнение задач администрирования базы данных «ЭКОМ».
Метрологически значимая часть ПО и ее идентификационные признаки приведены в таблице 2.
Таблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
|
Программа «Сервер опроса» |
pso.exe |
6.4.69.1954 |
31f6a8bc |
CRC32 |
|
Клиентская программа «АРМ Энергосфера» |
controlage.exe |
6.4.131.1477 |
c5ba4209 |
CRC32 |
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».
Технические характеристики
Количество измерительных каналов .....................................................14.
Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности
Р=0,951 при измерении активной и реактивной электрической энергии приведены в таблице 3.
Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,951 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения .......................................................................................................... приведены в таблице 4.
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам............автоматическое.
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных автоматическое.
Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет 3,5.
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ........................................ автоматическое.
Рабочие условия применения компонентов АИИС:
температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С....................от 0 до плюс 40;
|
температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С........................от минус 40 до плюс 40; частота сети, Гц...................................................................................... от 49,5 до 50,5; напряжение сети питания, В .................................................................. от 198 до 242; индукция внешнего магнитного поля, мТл........................................... не более 0,05. Допускаемые значения информативных параметров: ток, % от 1ном для всех ИК................................................................... от 5 до 120%; напряжение, % от ином......................................................................... от 90 до 110%; коэффициент мощности cos ф ..............................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.; коэффициент реактивной мощности, sin ф...........................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. Таблица 3. Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС (измерения активной (8WA) и реактивной (8WP) энергии) для значений тока 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1. | |||
|
I, % от Ihom |
Коэффициент мощности |
ИК №№ 1 - 14 | |
|
dwA, ± % |
dwP, ± % | ||
|
5 |
0,5 |
5,5 |
2,9 |
|
5 |
0,8 |
3,0 |
4,6 |
|
5 |
0,865 |
2,7 |
5,7 |
|
5 |
1 |
1,8 |
- |
|
20 |
0,5 |
3,0 |
1,8 |
|
20 |
0,8 |
1,7 |
2,6 |
|
20 |
0,865 |
1,5 |
3,1 |
|
20 |
1 |
1,2 |
- |
|
100, 120 |
0,5 |
2,3 |
1,5 |
|
100, 120 |
0,8 |
1,4 |
2,1 |
|
100, 120 |
0,865 |
1,2 |
2,4 |
|
100, 120 |
1 |
0,99 |
- |
Таблица 4. Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС (измерения активной (SWA) и реактивной (8WP) энергии) в рабочих условиях применения для значений тока 5, 20, 100 - 120 % от номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.
|
I, % от Ihom |
Коэффициент мощности |
ИК №№ 1 - 14 | |
|
dwA, ± % |
^WP, ± % | ||
|
5 |
0,5 |
5,6 |
3,4 |
|
5 |
0,8 |
3,3 |
5,1 |
|
5 |
0,865 |
2,9 |
6,1 |
|
5 |
1 |
2,0 |
- |
|
20 |
0,5 |
3,2 |
2,2 |
|
20 |
0,8 |
2,1 |
2,9 |
|
20 |
0,865 |
1,9 |
3,4 |
|
20 |
1 |
1,4 |
- |
|
100, 120 |
0,5 |
2,6 |
2,0 |
|
100, 120 |
0,8 |
1,8 |
2,4 |
|
100, 120 |
0,865 |
1,7 |
2,7 |
|
100, 120 |
1 |
1,2 |
- |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа НЭ.425210.043 ФО.
«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС представлена в таблице 5.
Таблица 5. Комплектность АИИС
|
Наименование |
Тип, модификация |
Количество, шт. |
|
Сервер БД |
CLR Server N1450 |
1 |
|
Автоматизированное рабочее место |
_ |
3 |
|
Счетчик электрической энергии однофазный |
МТ85 |
14 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110-II |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВЭ-35УХЛ2 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10У3 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТПФМ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35О65 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
«Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Методика поверки» |
НЭ.425210.043 Д1 |
1 |
|
«Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Формуляр» |
НЭ.425210.043 ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу НЭ.425210.043 Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» «10» сентября 2012 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр АРРА-109, клещи токовые АТК-1001, измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», ноутбук с выходом в Интернет.
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88
- счетчики электрической энергии МТ85 - в соответствии с документом МИ 2158-91. «ГСИ. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Методика поверки»;
- УСПД «ЭКОМ-3000М»- в соответствии с документом ПБКМ.421459.003 МП. "ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки", утвержденным ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в мае 2009 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Свидетельство об аттестации методики измерений № 139-01.00249-2012 от «15» сентября 2012 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
2. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия;
3. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия;
4. ГОСТ Р 52323-05 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S;
5. ГОСТ Р 52425-05 Статические счетчики реактивной энергии;
6. НЭ.425210.043 ФО. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Технорабочий проект.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
