Назначение
Каналы информационно-измерительные АИИС ВГК-01 предназначены для измерения электроэнергии (мощности) в составе Системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС ВГК-01 Г.р. № 32430-06.
Описание
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 счетчиках).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 поступает на вход УСПД АИИС КУЭ ВГК-01, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных.
В состав Каналов информационно-измерительных АИИС ВГК-01 входят:
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТРГ-110 II, ТЛП-10, ТЛШ-10, ТОЛ 10-I КТ 0,2S;
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа НАМИ-110УХЛ1, ЗНОЛ.06-10, ЗНОЛП КТ 0,5 и 0,2
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 для измерения активной и реактивной энергии типа СЭТ-4ТМ.03М 0,2S по ГОСТ P 52323-2005.
Программное обеспечение
Каналы информационно-измерительные АИИС ВГК-01 функционируют под управлением программного комплекса «Энфорс АСКУЭ».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование ПО | Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО) | Наименование файла | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «Энфорс АСКУЭ» | Модуль настройки подключения к серверу Oracle (стандартный каталог для всех модулей C:\Program Files\Enforce\ASKUE) | Enflogon.exe | 2.2 | 8031 cd96685d9f4520ecd305 24926615 | MD5 |
| Модуль администратора | Enfadmin.exe | 377803f2e96dba9898bfe327 d9789335 |
| Модуль оперативного контроля | NewOpcon.exe | 529c82a8291448fadbdccb95 c798980f |
| New_Graph_KWH. exe | 9b2c31894ed10f3fcc10b7e1 7571f5ef |
| Модуль формирования отчетов | Newreports.exe | f20b84d68b746d86eed0c616 559a243a |
| Модуль просмотра журнала событий | Ev_viewer.exe | 6ffc968e91 e9e1c7403c1f9d0 330b581 |
| Модуль ручной обработки данных | Dataproc.exe | a4ce90df6670eb7e4e1d7bf9 67a06408 |
| Модуль ручного и автоматического ввода данных | NewMEdit.exe | 1501f339387795004a10806d 206a644a |
| Модуль «Экспорт данных в Excel» | Exporttoexcel_2000 .exe | a9cbafe9db13d4675fa53d84 eee8a7d2 |
| Модуль экспорта-импорта данных в формате АСКП | Enf_askp.exe | 669d314c58f0dfc5fb53cbcea 4be4728 |
| Модуль формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070 XML) | M51070.exe | 3ee890765e235c753ab6574c bb97b86a |
| Модуль формирования и отправки макетов 80020 в НП АТС | M80020.exe | c8b832b44775e9d8cea57278 56e36e75 |
| Модуль формирования и отправки макетов 80040 и 80050 | M80050.exe | d9a4baa53c60dfb38faa0d47 194285a6 |
| Модуль загрузки данных из текстовых файлов | Loaddatafromtxt. ex e | d49dee509652478b8527f8ce 59fcc1bd |
| Модуль анализа синхронизации времени в счетчиках | SyncMon.exe | 5ee228799f2f3f78bff449cea abffa55 |
| ПО «Энфорс Энергия 2+» | Модуль Администратора | ADMIN2.EXE | 2.0 | 62a8ca0dd97f52186845371c d780d531 |
| Модуль сбора данных «Сборщик Энергия 2+» | COLLECTOR_OR ACLE.EXE | 89f505e46eda4a7474078891 e829e0c9 |
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 коммерческого учета электроэнергии АИИС ВГК-01 Г.р. № 32430-06.
Оценка влияния на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В Каналах информационноизмерительных АИИС ВГК-01 синхронизация времени производится от Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС ВГК-01 Г.р. № 32430-06.
В случае расхождения времени счетчиков и Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС ВГК-01 более чем ± 1 с, производится коррекция времени счетчиков. В Каналах информационно-измерительных АИ-ИС ВГК-01 автоматически поддерживается единое время во всех компонентах с точностью не хуже ±5 с.
Организация защиты от несанкционированного доступа. Предусмотрена защита от несанкционированного доступа: пломбирование счетчиков, информационных цепей.
Технические характеристики
Характеристики Каналов приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики Каналов.
Таблица 2 - Перечень ИК и их состав
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт /Кс ч | Наименование, измеряемой величины |
| №И К,ко д НП АТС | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 103 | ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ ВЛ-110-26 | Т Т | KT=0,2S Ктт= 800/1 № 26813-04 | А | ТРГ-110 II | 3468 | о о о о 00 00 | Ток первичный Ij |
| В | ТРГ-110 II | 3469 |
| С | ТРГ-110 II | 3470 |
| Т Н | КТ=0,2 Ктн=110000/^3 /100/^3 № 24218-08 | А | НАМИ-110 УХЛ1 | 4419 | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИ-110 УХЛ1 | 4421 |
| С | НАМИ-110 УХЛ1 | 4422 |
| Счетчик | KT=0,2S Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | 0812095484 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 104 | ТЭЦ-2 ОРУ-110кВ ВЛ-110-25 | Т Т | KT=0,2S Ктт= 800/1 № 26813-04 | А | ТРГ-110 II | 3472 | о о о о 00 00 | Ток первичный Ij |
| В | ТРГ-110 II | 3471 |
| С | ТРГ-110 II | 3473 |
| Т Н | КТ=0,2 Ктн=110000/^3 /100/^3 № 24218-08 | А | НАМИ-110 УХЛ1 | 4091 | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИ-110 УХЛ1 | 4412 |
| С | НАМИ-110 УХЛ1 | 4418 |
| Счетчик | KT=0,2S Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | 0812095589 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 105 | ТЭЦ-2 ОРУ-110кВ ВЛ-110-14 | Т Т | КТ^^ Ктт= 800/1 № 26813-04 | А | ТРГ-110 II | 3477 | О о о о 00 00 | Ток первичный I1 |
| В | ТРГ-110 II | 3478 |
| С | ТРГ-110 II | 3479 |
| Т Н | КТ=0,2 Ктн=110000/^3 /100/^3 № 24218-08 | А | НАМИ-110 УХЛ1 | 4419 | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИ-110 УХЛ1 | 4421 |
| С | НАМИ-110 УХЛ1 | 4412 |
| Счетчик | КТ=0,2Б Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | 0812095477 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 106 | ТЭЦ-2 ОРУ-110кВ ВЛ-110-13 | Т Т | КТ=0,2Б Ктт= 800/1 № 26813-04 | А | ТРГ-110 II | 3475 | о о о о 00 00 | Ток первичный I1 |
| В | ТРГ-110 II | 3474 |
| С | ТРГ-110 II | 3476 |
| Т Н | КТ=0,2 Ктн=110000/^3 /100/^3 № 24218-08 | А | НАМИ-110 УХЛ1 | 4091 | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИ-110 УХЛ1 | 4012 | |
| С | НАМИ-110 УХЛ1 | 4018 |
| Счетчик | КТ=0,2Б Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | 0812095531 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 112 | ТЭЦ-2 ГТУ-1 10 кВ | Т Т | КТ=0,2Б Ктт= 4000/1 № 30709-07 | А | ТЛП-10 | 14872 | о о о о о СЧ | Ток первичный I1 |
| В | ТЛП-10 | 14874 |
| С | ТЛП-10 | 14873 |
| Т Н | Кт=0,2 Ктн=100000/^3 /100/^3 № 3344-08 | А | ЗНОЛ.06-10 | 5144 | Напряжение первичное U1 |
| В | ЗНОЛ.06-10 | 5072 |
| С | ЗНОЛ.06-10 | 5073 |
| Счетчик | КТ=0,2Б Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | 0812095545 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 113 | ТЭЦ-2 ГТУ-2 10 кВ | Т Т | КТ=0,2Б Ктт= 4000/1 № 30709-07 | А | ТЛП-10 | 14875 | о о о о о ГЧ | Ток первичный I1 |
| В | ТЛП-10 | 14871 |
| С | ТЛП-10 | 14876 |
| Т Н | КТ=0,2 Ктн=100000/^3 /100/^3 № 3344-08 | А | ЗНОЛ.06-10 | 5120 | Напряжение первичное U1 |
| В | ЗНОЛ.06-10 | 5075 |
| С | ЗНОЛ.06-10 | 5071 |
| Счетчик | КТ=0,2Б Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | 018095517 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 114 | ТЭЦ-2 ТГ-3 10 кВ | Т Т | KT=0,2S Ктт= 3000/5 № 11077-07 | А | ТЛШ-10 | 177 | О о о о ЧО | Ток первичный Ij |
| В | ТЛШ-10 | 178 |
| С | ТЛШ-10 | 179 |
| Т Н | КТ=0,2 Ктн=10000/ 100 № 23544-07 | А | ЗНОЛП | 639 | Напряжение первичное U1 |
| В | ЗНОЛП | 640 |
| С | ЗНОЛП | 641 |
| Счетчик | KT=0,2S Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ. 03М | 018095094 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 115 | ТЭЦ-2 ТСН БГТ2 6 кВ | Т Т | KT=0,2S Ктт= 1000/5 № 15128-07 | А | ТОЛ 10-I | 53157 | 12600 | Ток первичный Ij |
| В | ТОЛ 10-I | 53120 |
| С | ТОЛ 10-I | 53160 |
| Т Н | КТ=0,5 Ктн=6300/ 100 № 23544-07 | А | ЗНОЛП | 1703 | Напряжение первичное U1 |
| В | ЗНОЛП | 1701 |
| С | ЗНОЛП | 1971 |
| Счетчик | KT=0,2S Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ. 03М | 0812095092 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 116 | ТЭЦ-2 ТСН БГТ1 6 кВ | Т Т | KT=0,2S Ктт= 1000/5 № 15128-07 | А | ТОЛ 10-I | 53162 | 12600 | Ток первичный Ij |
| В | ТОЛ 10-I | 53200 |
| С | ТОЛ 10-I | 53203 |
| Т Н | КТ=0,5 Ктн=6300/ 100 № 23544-07 | А | ЗНОЛП | 1724 | Напряжение первичное U1 |
| В | ЗНОЛП | 1973 |
| С | ЗНОЛП | 1972 |
| Счетчик | KT=0,2S Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ. 03М | 081209506 1 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
КТ - класс точности средства измерений.
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 wp /5 Wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации Каналов при доверительной вероятности 0,95
| §wp % |
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cos ф | Для диапазона 5%<I/In<20% WP 5 %< Wp<Wp 20 % | Для диапазона 20%<I/In<100% WP20 % <WP<WP100 % | Для диапазона 100%< I/In<120% WP100 % <WP< WP120 % |
| 103-106, 112, 113, 114 | 0,2s | 0,2 | 0,2s | 1,0 | +0,6 | +0,5 | +0,5 |
| 0,8 | +0,8 | +0,7 | +0,7 |
| 0,5 | +1,2 | ±1,0 | +1,0 |
| 115, 116 | 0,2s | 0,5 | 0,2s | 1,0 | +0,8 | +0,7 | +0,7 |
| 0,8 | +1,0 | +0,9 | +0,9 |
| 0,5 | +1,6 | +1,5 | +1,5 |
| 8wq’ % |
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cos ф (sin-ф) | Для диапазонов 5%<I/In<20% WQ 5 % <WQ< WQ 20 % | Для диапазонов 20%<I/In<100% WQ 20 % <WQ<WQ 100 % | Для диапазонов 100%< I/In<120% WQ100 % <WQ< WQ120 % |
| 103-106, 112, 113, 114 | 0,2s | 0,2 | 0,5 | 0,8(0,6) | +1,5 | + 1,1 | +1,0 |
| 0,5(0,87) | +1,2 | +0,9 | +0,9 |
| 115, 116 | 0,2s | 0,5 | 0,5 | 0,8(0,6) | +1,7 | +1,4 | +1,4 |
| 0,5(0,87) | +1,3 | +1,1 | +1,1 |
I/In, % - значение первичного тока в сети от номинального.
WP5 %(WQ5 ) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In от 5 до 120 %.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут ± 5
Условия эксплуатации измерительных компонентов Каналов информационно-измерительных
АИИС ВГК-01 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
52320-2005 и ЭД.
Таблица 4 - Условия эксплуатации Каналов информационно-измерительных АИИС ВГК-01
| Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин | Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала |
| Компоненты ИК АИИС | Счетчики | ТТ | ТН |
| Сила переменного тока, А | от I2 мин до I2 макс | от 11мин до 1,2 11ном | _ |
| Напряжение переменного тока, В | от 0,9 U2ном до 1,1 U2ном | _ | от 0,9 U1 ном до 1,1 U1 ном |
| Коэффициент мощности (cos ф) | 0,5инд; 1,0; 0,8емк | 0,8инд; 1,0 | 0,8инд; 1,0 |
| Частота, Гц | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 |
| Температура окружающего воздуха, °С -По ЭД - Реальные | от минус 40 до плюс 70 от 7 до 33 | от минус 50 до плюс 45 от 7 до 33 | >т минус 50 до плюс 45 от 7 до 33 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | Не более 0,5 | _ | _ |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при СО8ф2 =0,8 инд) | _ | от 0,25S2ном до 1,0S2ном | _ |
| Мощность нагрузки ТН (при СО8ф2 =0,8 инд) | _ | _ | от 0,25 Sном до 1 0 S ±,V *-’ном |
Надежность применяемых компонентов
Параметры надежности средств измерений: трансформаторов напряжения и тока, счетчиков
| электроэнергии Компоненты: | Среднее время наработки на отказ, ч, не |
| Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Электросчетчики СЭТ-4ТМ. 03М | менее: 219000 219000 90000 Срок службы, лет: |
| Трансформаторы напряжения, тока; Электросчетчики СЭТ-4ТМ. 03М | 30 30 |
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;
Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации Каналов информационно-измерительных АИИС ВГК-01.
Комплектность
Комплектность Каналов информационно-измерительных АИИС ВГК-01 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 48136-11 «Каналы информационно-измерительные АИИС ВГК-01. Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2011 г., входит в комплект документации на систему.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС
| Наименование эталонов, вспомогательных СИ | Тип | Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) | Цель использования |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. Термометр | ТП 22 | ЦД 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 | КТ 2,0 | Контроль относительной влажности |
| 4 Миллитесламетр | МПМ-2 | ПГ 7,5 % | Измерение напряженности магнитного поля |
| 5.Измеритель показателей качества электрической энергии | Ресурс-UF2M | КТ 0,2 (напряжение гармоник) | Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 |
| б.Вольтамперфазометр | ПАРМА ВАФ-Т | КТ 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 ВА; 19,99 ВА; 199,9 ВА | ПГ ±0,003 ВА ПГ ±0,03 ВА ПГ ±0,3 ВА | Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ и ТН |
| 8. Радиочасы | МИР РЧ-01 | | Использование сигнала точного времени |
| 9. Секундомер | СОСпр-1 | 0-30 мин., ЦД 0,1 с | При определении погрешности хода системных часов |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 29252005 и (или) по ГОСТ 8.216-88.
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии 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 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ПГУ Воронежской ТЭЦ-2 филиала ОАО «КВАДРА» - «Воронежская Региональная Генерация». Методика измерений аттестована ФГУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 26/12-01.002272-2010 от 26.11. 2010 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2 S и 0,5 S)»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
