Номер по Госреестру СИ: 43847-10
43847-10 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "Н+Н"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности на предприятии ООО «Н+Н» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами предприятия ООО «Н+Н», г. Санкт-Петербург, сбора, обработки и хранения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на розничном рынке электрической энергии.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ООО «Н+Н» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Нормативные и технические документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 7746-01 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
Техническая документация на систему коммерческого учета электрической энергии и мощности автоматизированную АИИС КУЭ ООО «Н+Н».
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) на предприятии ООО «Н+Н». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2009 г.
Основное оборудование, необходимое для поверки:
-
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
-
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88;
-
- средства поверки счетчиков электрической энергии по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ 4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1», утвержденному ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
-
- радиочасы МИР РЧ-01.
Межповерочный интервал - 4 года.
Изготовитель
ООО «Анком+»Адрес: 196211, г. Санкт-Петербург, ул. Бассейная, д. 73, к.1, лит. А, пом. 25Н
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
- периодический (1 раз в сутки) и/или 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, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного 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 КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - трансформаторы тока (ТТ) типа KSON (4МС7), класс точности 0,5 по ГОСТ 7746; трансформаторы напряжения (TH) типа GBE12-40,5 (4МТ12-40,5), класс точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ 4ТМ.03М.01, класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (2 точки измерения).
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (СБД) ООО «Н+Н» и ООО «РКС энерго» с программным обеспечением (ПО).
В качестве первичных преобразователей тока в ИК использованы измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа KSON (4МС7); 100/5, класс точности 0,5, Госреестр СИ № 35056-07; трансформаторы напряжения (TH) типа GBE 12-40,5 (4МТ 12-40,5), 10000/л/3/100/л/3, класс точности 0,5, Госреестр СИ № 35057-07.
Измерение электрической энергии выполняется путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ 4ТМ.03М.01 (Госреестр СИ № 36697-08), кл. точности 0,5 S активная энергия и кл. точности 1 реактивная энергия.
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.
Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывает полную мощность.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электроэнергии осуществляется от счетчиков электрической энергии по коммутируемым телефонным линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.
Для защиты информационных и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированных вмешательств, предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
Коррекция хода системных часов АИИС КУЭ производится от системных часов СБД ООО «РКС энерго» в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера коммерческого учета ООО «РКС энерго» и часов счетчиков АИИС КУЭ ООО «Н+Н», превосходит 2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков АИИС КУЭ. Погрешность системного времени находится в пределах ±5 с. Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Комплектность АИИС КУЭ ООО «Н+Н»
Наименование |
Кол-во |
Трансформатор тока KSON (4МС7) |
6 |
Трансформаторы напряжения GBE12-40,5 (4МТ12-40,5) |
6 |
Счетчик электрической энергии электронный «СЭТ 4ТМ.03М.01» |
2 |
Преобразователь интерфейса АДАМ 4520 |
1 |
Модем Zyxel OMNI 56k pro |
2 |
GSM модем Teleofis RX108 |
1 |
Методика выполнения измерений |
1 |
Методика поверки |
1 |
Паспорт |
1 |
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||
ТТ |
TH |
Счетчик | ||
РУ-10кВ Секция 1 РТП-9, ф.09-08 (яч. № 1 - ТТ; яч. № 2 - TH) |
KSON (4МС7), 100/5 ; класс точности 0,5; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 35056-07 зав.№ 30520068 зав.№ 30520069 зав.№ 30520070 |
GBE12-40.5 (4МТ12-40.5), Ном. перв. напряжение 10/ 3 кВ Ном. втор, напряжение 100/ л/ 3 В класс точности 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 35057-07 зав _№ 30519244 зав.№ 30519245 зав.№ 30519246 |
СЭТ4ТМ.03М.01 ином = 3x57,7/100 В; 1ном = 5 А; 1макс = 200% 1ном; класс точности в части активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии -1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 36697-08 зав.№ 0807080392 |
Активная и реактивная |
РУ-10кВ Секция 2 РТП-9, ф.09-03 (яч. № 6 - ТТ; яч. № 7 - TH) |
KSON (4МС7), 100/5 ; класс точности 0,5; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 35056-07 зав.№ 30520065 зав.№ 30520066 зав.№ 30520067 |
GBE12-40,5 (4МТ12-40.5), Ном. перв. напряжение 10/ 3 кВ Ном. втор, напряжение 100/ л/ 3 В класс точности 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 35057-07 зав.№ 30519247 зав.№ 30519248 зав.№ 30519249 |
СЭТ 4ТМ.03М.01 Ином = 3x57,7/100 В; 1ном = 5 А; 1макс = 200% 1ном; класс точности в части активной энергии - 0,5 S ГОСТ Р 52323-2005; в части реактивной энергии -1,0 ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 36697-08 зав.№ 0807080412 |
Примечания:
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «Н+Н» приведены в табл. 2.
Таблица 2
Наименование присоединения |
Значение coscp |
1%IH < I <5% 1„ |
5% 1и < I < 20% 1н |
20%1н^К 100% 1н |
100% 1„ £ I < 120% 1н | |
Активная электрическая энергия | ||||||
1 |
РУ-10кВ Секция 1 РТП-9, ф.09-08 (яч. №1 - ТТ; яч. №2 - TH) РУ-10кВ Секция 2 РТП-9, ф.09-03 (яч. № 6 - ТТ; яч. № 7 - TH) |
1,0 |
Не нормируется |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
2 |
РУ-10кВ Секция 1 РТП-9, ф.09-08 (яч. №1 - ТТ; яч. №2 - TH) РУ-10кВ Секция 2 РТП-9, ф.09-03 (яч. № 6 - ТТ; яч. №7-ТН) |
0,8 |
Не нормируется |
±3,3 |
±2,1 |
±1,9 |
Продолжение таблица 2
Наименование присоединения |
Значение cosq> |
1% IH < I < 5% 1н |
5%1н<К20%1„ |
20% I„ < I < 100% 1„ |
100% IH I < 120% 1н | |
3 |
РУ-10кВ Секция 1 РТП-9, ф.09-08 (яч. №1 - ТТ; яч. №2 - TH) РУ-10кВ Секция 2 РТП-9, ф.09-03 (яч. № 6 - ТТ; яч. Ks7-TH) |
0,5 |
Не нормируется |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 |
Реактивная электрическая энергия | ||||||
4 |
РУ-10кВ Секция 1 РТП-9, ф.09-08 (яч. №1 - ТТ; яч. №2 - TH) РУ-10кВ Секция 2 РТП-9, ф.09-03 (яч. № 6 - ТТ; яч. №7-ТН) |
0,8 |
Не нормируется |
±5,5 |
±4,0 |
±3,7 |
5 |
РУ-10кВ Секция 1 РТП-9, ф.09-08 (яч. №1 - ТТ; яч. №2 - TH) РУ-10кВ Секция 2 РТП-9, ф.09-03 (яч. № 6 - ТТ; яч. №7-ТН) |
0,5 |
Не нормируется |
±4,1 |
±3,6 |
±3,5 |
Примечание: В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны пределы допускаемой относительной погрешности результата измерений при доверительной вероятности 0,95.
Рабочие условия:
-
- параметры сети: напряжение (90 -е-110)% UH0M;
-
- ток: (5 - 120)% 1нОМ;
-
- coscp = 0,5 - 1;
-
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов и счетчиков от 5 до 30°С.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее: Т = 140000 ч. Средний срок службы 30 лет;
-
- ТТ - средний срок службы: 30 лет;
-
- TH - средний срок службы: 30 лет.
Надежность системных решений:
-
■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники розничного рынка электроэнергии по коммутируемой телефонной линии сети стандарта GSM;
-
■ регистрация событий:
-
- в журнале событий счётчика;
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
-
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик.
Глубина хранения информации:
-
■ электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток.