Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения СЦ Энергия - ЭнергоКРУГ, 55793-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения «СЦ «Энергия» - ЭнергоКРУГ» (далее АИИС) предназначена для измерения активной 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 типов: CE 102, СЭБ-2А.07Д, СОЭ-55, «Меркурий 200», «Меркурий 206», «Меркурий 230», МЕ модификации МЕ172, «Лейне Электро-01М».

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

Третий уровень АИИС представляет собой измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), состоящий из сервера баз 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.

В измерительных каналах, в состав которых включены трансформаторные счетчики, осуществляется масштабное преобразование сигналов тока с использование трансформаторов тока, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 7746-2001. Счетчики электрической энергии, входящие в состав комплекса осуществляют преобразование тока и напряжения с помощью аналого-цифрового преобразователя в цифровые коды, которые перемножаются для вычисления мгновенных значений электрической мощности. Активная электрическая энергия вычисляется путем интегрирования значений мгновенной мощности. Интегрирование осуществляется в двух регистрах счетчиков в соответствии с расписанием действия тарифов на электрическую энергию. Периоды действия тарифов задаются программированием счетчиков.

УСПД периодически, в соответствии с программой, производит считывание значений электрической энергии, хранящихся в регистрах текущих значений электрической энергии каждого подключенного к нему счетчика. УСПД сохраняет результаты измерений с их привязкой к моменту времени, определяемом в шкале времени часов УСПД.

Группы ИИК ТИ, включающие счетчики, объединенные одним УСПД, представляют собой самостоятельное средство измерений - комплексы учета (КУ) электроэнергии низкого напряжения типа СЦЭ-DevLink (Госреестр № 54981-13). Данные, хранящиеся в УСПД КУ, 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 сервером точного времени. УСПД формирует команды синхронизации часов счетчиков и передает их в счетчики.

Программное обеспечение

Программное обеспечение АИИС установлено на СБД, входящем в состав ИВК. 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 2008; в качестве системы управления базами данных используется Microsoft SQL Server 2008; в качестве прикладного программного обеспечения используются сервер сбора, валидации и предварительной обработки данных «WideTrack», сервер визуализации и обработки данных «WideTrack», сервер мониторинга и анализа «DataRate сервер», клиента мониторинга и анализа «DataRate клиент», OPC-сервер.

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, осуществляет проверку достоверности данных. Прикладное программное обеспечение по команде пользователя обеспечивает формирование выходного файла с результатами измерений приращений активной 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

Уровень защиты программного обеспечения по МИ 3286-2010 - «С».

Технические характеристики

Класс точности счетчиков в составе АИИС при измерении активной электрической энергии 1 или 2 по ГОСТ Р 52322-2005, 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.

Класс точности трансформаторов тока в составе АИИС, не ниже 0,5 по ГОСТ 7746-2001.

Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС с трансформаторными счетчиками класса точности 1 при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях примененияприведены в таблице 2

Таблица 2 - Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов комплекса учета с трансформаторными счетчиками_

Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС со счетчиками непосредственного включения класса точности 1 при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения, не более ±2,9 %.

Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС со счетчиками непосредственного включения класса точности 2 при доверительной вероятности 0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения, не более ±5,2 %.

Предел допускаемого значения поправки часов сервера времени относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с...................................................................................................± 3.

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

Период измерений электрической энергии:........................................................ 1 сутки

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

Выходной интерфейс:.....................................................................Ethernet 100BASE-T.

Условия применения:

-    температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов, °С от минус 45 до 40,

-    температура окружающего воздуха для счетчиков, °С..........................от 0 до 40,

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

-    температура окружающего воздуха для ИВК, °С......................от минус 10 до 50;

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

Допускаемые значения неинформативных параметров входных сигналов ИК с

трансформаторными счетчиками:

номинальный ток, !ном, А.................................................................................................5;

рабочий ток, % от !ном.....................................................................................от 5 до 120;

напряжение, % от ином..................................................................................от 90 до 110;

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

Допускаемые значения неинформативных параметров входных сигналов ИК со счетчиками непосредственного включения:

базовый ток, 1б, А.................................................................................................5 или 10;

максимальный ток, 1макс, А....................................................50, 60, 80, 85, 100 или 120;

рабочий ток, % от 1б........................................................................................от 5 до 1макс;

напряжение, % от ином..................................................................................от 90 до 110;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра СЦЭ.425210.027ФО. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения «СЦ «Энергия»-ЭнергоКРУГ». Формуляр.

Комплектность

Комплектность АИИС приведена в таблице 3.

Таблица 3

Поверка

осуществляется по документу СЦЭ.425210.027Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения «СЦ «Энергия»-ЭнергоКРУГ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» 30 июля 2013 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).

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

-    измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

-    счетчики электрической энергии СЕ 102 - в соответствии с методикой поверки ИНЕС.411152.090Д1 в 2010 г.;

-    счетчики электрической энергии СОЭ-55 - в соответствии с методикой поверки ПФ2.720.022МП в 2008 г.;

-    счетчики электрической энергии «Меркурий 200» - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.020РЭ;

-    счетчики электрической энергии «Меркурий 206» - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.032РЭ в 2011 г.;

-    счетчики электрической энергии «Меркурий 230» - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.021РЭ1 в 2007 г.;

-    счетчики электрической энергии СЭБ-2А.07Д - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.154РЭ1 в 2008 г.;

-    счетчики электрической энергии МЕ - в соответствии с методикой поверки СЦЭ.411152.002Д1 в 2011 г.;

-    счетчики электрической энергии «Лейне Электро-01М» - в соответствии с методикой поверки ЦТКА.411152.027МП в 2008 г.;

-    комплексы учета электрической энергии низкого напряжения СЦЭ-DevLink - в соответствии с методикой поверки СЦЭ.425210.026Д1 в 2013 г.

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 № 180-01.00249-2013 от «16» октября 2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения «СЦ «Энергия» - ЭнергоКРУГ»

1.    ГОСТ Р 52322-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

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

3.    СЦЭ.425210.027. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии низкого напряжения «СЦ «Энергия» -ЭнергоКРУГ». Типовой проект.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.