Номер по Госреестру СИ: 51885-12
51885-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Кузбасская энергосетевая компания" (ООО "КЭнК"), г.Юрга
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
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.
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».
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак 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».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (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.
Лист № 8 всего листов 8
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга:
-
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.
Поверка
Поверкаосуществляется 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.
Испытательный центр
: Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»).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
Лист № 2 всего листов 8 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 резуль -татов 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
№ ИК |
Диспетчерское наименование при- |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
счетчики электроэнергии | ||||||
Тип, № Госреестра |
К-т тр-и |
Кл. т. |
Тип, № Госрее-стра |
Коэф-т трансформации |
Кл. т. |
Тип, № Госреест-ра |
Класс точн. при измерении электроэнергии | |||
акт. |
реакт. | |||||||||
1 |
цуеди11еш1>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 |
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:т/з 100:7з |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 |
УСПД
№ ИК |
Диспетчерское на именование при- |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
счетчики электроэнергии | ||||||
Тип, № Госреестра |
К-т тр-и |
Кл. т. |
Тип, № Госрее-стра |
Коэф-т трансформации |
Кл. т. |
Тип, № Госреест-ра |
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 1ОО:73 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 |
12 |
ГПП, Ю-2 |
ТВЭ-35УХЛ2 Г. р. № 13158-92 |
300/5 |
0,5 |
ЗНОМ-35065 Г. р. № 912-70 |
35000:^3 100:7з |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 |
13 |
ГПП, Ю-3 |
ТВЭ-35УХЛ2 Г. р. № 13158-92 |
300/5 |
0,5 |
ЗНОМ-35065 Г. р. № 912-70 |
35000: V3 100: |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 |
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: 100: 73 |
0,5 |
МТ85 Г. р. № 27724-04 |
0,5S |
1 |
УСПД
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.
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-35065 |
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 |
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.
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 частота сети, Гц...............................................................
. от минус 40 до плюс 40;
от 49,5 до 50,5; от 198 до 242;
. не более 0,05.
от 5 до 120%;
от 90 до 110%;
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.; .0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
напряжение сети питания, В ..........................................
индукция внешнего магнитного поля, мТл...................
Допускаемые значения информативных параметров: ток, % от 1ном для всех ИК...........................................
напряжение, % от ином..................................................
коэффициент мощности cos j ......................................
коэффициент реактивной мощности, sin j ...................
Таблица 3. Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС (измерения активной (dWA) и реактивной (dWP) энергии) для значений тока 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК №№ 1 - 14 | |
8WA, ± % |
ди-''. ± % | ||
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 (dWA) 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 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК №№ |
о 1 - 14 |
&W, ± % |
дцР, ± % | ||
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 |
- |