Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии СЦ "Энергия", 53504-13

Назначение

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии СЦ «Энергия» (далее АИИС) предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии в сетях низкого напряжения, измерения времени в шкале времени UTC(SU).

Описание

АИИС представляет собой трехуровневую многоканальную измерительную систему с распределенной функцией измерения и централизованной функцией управления, выполняемую по типовому проекту.

Первый уровень включает в себя информационно-измерительные комплексы точек измерения (ИИК ТИ), в состав которых входят трансформаторы тока и счетчики электрической энергии типа МТ (модификации МТ371) или МЕ (модификации МЕ371).

Результаты измерений активной и реактивной электрической энергии от групп счетчиков собираются устройствами сбора и передачи данных (УСПД) типа POREG P2LPC, образующими второй уровень АИИС - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ).

Третий уровень АИИС представляет собой измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), состоящий из сервера базы данных (СБД), встроенного в СБД тайм-сервера, автоматизированного рабочего места (АРМ). ИВК обеспечивает автоматическое управление УСПД, подключенных к нему, в том числе обеспечивает автоматическое считывание результатов измерений электрической энергии, хранящихся в памяти УСПД, вычисление приращений электрической энергии, в том числе с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, передачу команд синхронизации в УСПД по протоколу NTP.

Трансформаторы тока, счетчики электрической энергии, УСПД совместно с линиями связи и сервером базы данных ИВК образуют измерительные каналы.

Принцип действия АИИС при измерении электрической энергии заключается в измерении электрической энергии с использованием счетчиков электрической энергии.

На входы цепей тока трансформаторных счетчиков подается масштабированный с помощью трансформаторов тока, соответствующих ГОСТ 7746-2001, электрический сигнал; на входы цепей тока счетчиков непосредственного включения подается ток, потребляемый энергопринимающими устройствами потребителей. Счетчики осуществляют преобразование тока и напряжения с помощью аналого-цифрового преобразователя в цифровые коды, которые перемножаются для вычисления мгновенных значений электрической мощности. Активная и реактивная электрическая энергия вычисляются путем математической обработки значений мгновенной мощности и мгновенных значений тока и напряжения. Результаты измерений периодически сохраняются в памяти счетчиков с указанием метки времени в шкале UTC(SU) с учетом часового пояса, формируя графики нагрузки. УСПД обеспечивает периодическое чтение результатов измерений их обработку и сохранение в энергонезависимой памяти. Группы ИИК ТИ, включающие однофазные и трехфазные счетчики прямого и трансформаторного включения, объединенные одним УСПД, представляют собой самостоятельное средство

измерений - комплексы учета (КУ) электроэнергии низкого напряжения типа СЦЭ PLC 371 (Г.р. № 52067-12). Данные, хранящиеся в УСПД, по запросу СБД ИВК АИИС передаются в систему управления базами данных для хранения и обработки результатов измерений с использованием клиентского программного обеспечения.

Принцип действия АИИС при измерении времени заключается в синхронизации часов УСПД, со шкалой UTC(SU) по протоколу NTP, используя в качестве сервера точного времени тайм-сервер в составе сервера базы данных ИВК АИИС. Тайм-сервер ИВК АИИС автоматически синхронизует собственные часы по протоколу NTP с тайм-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени ГСВЧ РФ. УСПД формирует команды синхронизации часов счетчиков и передает их в счетчики с использованием встроенного модема, работающего по технологии DLC. Программное обеспечение

Программное обеспечение АИИС установлено на СБД, входящем в состав ИВК, и на АРМ. Сведения о составе метрологически значимого программного обеспечения АИИС, приведены в таблице 1.

В качестве операционной системы в СБД ИВК АИИС используется операционная система Microsoft Windows Server 2003, в качестве системы управления базами данных используется Microsoft SQL Server, в качестве прикладного программного обеспечения используется программное обеспечение системы коммерческого учета энергопотребления автоматизированной «SEP2» (Госреестр № 17564-09).

Прикладное программное обеспечение обеспечивает формирование команд сбора данных, хранящихся в памяти УСПД КУ, входящих в состав АИИС, выполняет обработку, заключающуюся в умножении результатов измерений на коэффициенты трансформации ТТ, передает результаты измерений в систему управления базами данных для хранения. Прикладное программное обеспечение по команде пользователя обеспечивает формирование выходного файла с результатами измерений приращений активной электрической энергии, в том числе суммарное приращение электрической энергии за каждые сутки расчетного периода и посуточные приращения электрической энергии по каждому из тарифов.

Программное обеспечение, установленное на АРМ, обеспечивает предоставление прямого доступа к СБД в составе ИВК АИИС для формирования файлов с результатами измерений.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимого программного обеспечения

Технические характеристики

Класс точности трансформаторов тока, по ГОСТ 7746-2001..............................................0,5

Класс точности счетчиков при измерении активной электрической энергии по

ГОСТ Р 52322-2005 ..................................................................................................................1

Класс точности счетчиков при измерении реактивной электрической энергии по ГОСТ Р

52425-2005 ................................................................................................................................2

Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС с трехфазными трансформаторными счетчиками при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной (5WA) и реактивной (5WP) электрической энергии в рабочих условиях

применения........................................................................................... приведены в таблице 2

Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС с трехфазными счетчиками непосредственного включения при доверительной вероятности

0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения, не

более,...............................................................................................................................± 2,5 %

Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС с однофазными счетчиками непосредственного включения при доверительной вероятности

0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения, не более...............................................................................................................................± 3,8 %

Таблица 2 - Границы допускаемой погрешности измерительных каналов АИИС с

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, мин...................................................± 0,5.

Предел допускаемого значения поправки часов тайм-сервера ИВК АИИС не более, с ...± 5.

Период регистрации показаний электрической энергии выбирается из ряда:........ 30 минут,

1 сутки, 1 месяц

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии........................................1 сутки

Формирование выходного файла для передачи внешним системам......автоматизированное

Глубина хранения результатов измерений не менее, лет....................................................3,5

Рабочие условия применения АИИС:

температура окружающего воздуха для оборудования ИВК АИИС................. от 5 до 40 °С;

температура окружающего воздуха для УСПД АИИС..........................от минус 20 до 60 °С;

температура окружающего воздуха для счетчиков................................от минус 40 до 70 °С;

температура окружающего воздуха для трансформаторов тока...........от минус 45 до 60 °С;

частота напряжения сети, Гц............................................................................. от 49,5 до 50,5.

Допускаемы значения информативных параметров:

ток (для измерительных каналов с трансформаторными счетчиками), % от !ном. от 5 до 120;

напряжение, % от ^ом........................................................................................... от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos j............................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра СЦЭ.425210.032ФО. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии СЦ «Энергия». Формуляр.

Комплектность

Комплектность АИИС приведена в таблице 3.

Таблица 3

Поверка

осуществляется по документу СЦЭ.425210.032Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии СЦ «Энергия». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в декабре 2012 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); мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10).

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:

-    измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;

-    счетчики электрической энергии МТ - в соответствии с методикой поверки «Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии МТ. Методика поверки»;

-    счетчики электрической энергии МЕ - в соответствии с методикой поверки СЦЭ.411152.002.Д1;

-    устройства сбора и передачи данных POREG P2LPC - в соответствии с методикой поверки «Устройства сбора и передачи данных «POREG» модификаций «P2G», «P2LPC», «Р2М», «P2S», «P2W». Методика поверки»,

-    комплексы учета электрической энергии низкого напряжения СЦЭ PLC-371

- в соответствии с методикой поверки СЦЭ.425210.025 Д1.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии СЦ «Энергия». Свидетельство об аттестации методики измерений № 162-01.00249-2012 от «29» декабря 2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам автоматизированным информационно-измерительным коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии СЦ «Энергия»

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 Р 52425-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии.

4.    ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5.    СЦЭ.425210.032. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения розничного рынка электроэнергии СЦ «Энергия». Типовой проект.

6.    СЦЭ.425210.025. Комплекс учета электрической энергии низкого напряжения СЦЭ PLC-371. Типовой проект.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.