Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП "Борисоглебская горэлектросеть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 59089-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергоучет", г.Воронеж |
| 59089-14: Описание типа СИ | Скачать | 103.3 КБ |
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).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 59089-14 |
| Наименование | Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП "Борисоглебская горэлектросеть" |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1911 п. 02 от 26.11.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 59089-14 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 59089-14: Описание типа СИ | Скачать | 103.3 КБ |
Описание типа
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.
Смотрите также
