Главная Госреестр СИ Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП "Борисоглебская горэлектросеть"

Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП "Борисоглебская горэлектросеть", 59089-14

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).

Документы

Описание типа

Карточка СИ

Номер в госреестре	59089-14
Наименование СИ	Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП "Борисоглебская горэлектросеть"
Изготовитель	ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Год регистрации	2014
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать

Назначение

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.

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
40 m	ПС 110/35/6 кВ Борисоглебская КЛ - 6кВ № 15	ТТ	КТ=0,28; Ктт=300/5 №25433-11	А	ТЛ0-10	18506	3600	Ток первичный, I
				С	ТЛ0-10	18507
		ТН	КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70	А	НТМИ-6	209		Напряжение первичное, Ui
				В
				С
		к и Е е у С	КТ=0,28/0,5 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
m	ПС 110/35/6 кВ Борисоглебская КЛ - 6кВ № 22	ТТ	КТ=0,28; Ктт=300/5 №25433-11	А	ТЛ0-10	18505	3600	Ток первичный, I1
				С	ТЛ0-10	18504
		ТН	КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70	А	НТМИ-6	6042		Напряжение первичное, U1
				В
				С
		Счетчик	КТ=0,28/0,5 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 W /5 wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации каналов измерительных АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_

5 —Р ,%
№ ИК	КТтт	КТтн	КТсч	Значение cos j	^ J? s gs Iх! ~ £	g * О <N ^ ^ v Й РЦ s ^ ^ VJ. o4 ^ in ^ £	\® s 0^ 2 О 2 £ V V vi VL sp £ 2^ ° О <N	0 ^ <N * ^ VI \л ^ 1 §
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 % О4
№ ИК	КТтт	КТтн	КТсч	Значение cos j (sin j)	^ VI ^ a &	Ч® S g <N X> V, V M J? (S VI VI ^ * m a &	_ 0 4® 0 ° J> 22 £ v v S £ vi VI ^ £ 0 ° <N a £	-p S o4 —1 0 a 2 £ V VI a & VI VI § § a £
36, 37	0,2s	0,5	0,5	0,8(0,6)	±1,9	±1,6	±1,3	±1,3
36, 37	0,2s	0,5	0,5	0,5(0,87)	±2,7	±2,1	±1,8	±1,8

I/In, % - значение первичного тока в сети от номинального.

Wpi %(WQ5 ) -Wpi20 %(Wqi20 %) - 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.

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 -12 -12 мин 2 макс	I 12 I -Ммин -Мном	-
Напряжение переменного тока, В	0,9^2ном - 1,1 и2ном	-	0,9U1 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 cosj2 =0,8 ИНд)	-	0,25^2ном - 1,0^2ном	-
Мощность нагрузки ТН (при cosj2 =0,8 инд)	-	-	0 1 0S ном ном

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

90000

Срок службы, лет:

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;

Г лубина 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 В-А Погрешность ±0,03 В-А Погрешность ±0,3 В-А	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, устанавливающие требования к каналам измерительным системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть»

ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

Зарегистрировано поверок	3
Поверителей	2
Актуальность данных	18.11.2024

Государственный реестр средств измерений