Назначение
Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» (далее по тексту - ИК АИИС КУЭ) предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии составе АИИС КУЭ филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» номер в Государственном реестре средств измерений (далее № ГР) 43859-10.
Описание
ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК), включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 77462001, трансформаторы напряжения (ТН) КТ = 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа КТ = 0,5S по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии) и КТ = 1,0 по ГОСТ Р 53425 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С1 (№ ГР 15236-03), и коммутационное оборудование.
3-ий уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных (БД), устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (№ ГР 28716-05), автоматизированное рабочее место (АРМ) пользователей и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. Измерения электроэнергии выполняются путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения.
Измерения активной мощности (Р) счетчиком выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик производит измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U х I. Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = Ss2 - P2 . Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 1 час. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 1 час.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где осуществляется перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ (КЭ, и ТН(Ки), формирование и хранение измерительной информации, передача результа-
тов измерений через GSM-модемы в сервер БД.
Синхронизация часов счетчиков ИК производится при каждом обращении к ИИК существующей АИИС КУЭ филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)».
Программное обеспечение
Каналы измерительные АИИС КУЭ филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» функционируют под управлением программного комплекса «Пирамида 2000», входящего в состав АИИС КУЭ.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в табл. 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование программного обеспечения | Версия программного обеспечения | Наименование программного модуля | Наименование файла | Значение хэш-кода |
| ПО «Пирамида 2000» | 3.0 09.09.2011 | Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
| Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности | CalcLeakage. dll | b1959ff70be1eb17 c83f7b0f6d4a132f |
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах Общий модуль функций расчета различных значений и проверки точности вычислений | CalcLosses.dll Metrology.dll | d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
| Модуль обработки значений физических величин, передава-емых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEK.dll | 48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
| Модуль обработки значений физических величин, переда-ваемых по протоколу Modbus | ParseModbus .dll | c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f486 |
| Модуль обработки значений физических величин, переда-ваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida .dll | ecf532935ca1a3fd 3215049af1fd979f |
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных НСИ | SynchroNSI. dll | 530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 |
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime. dll | 1ea5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 |
Программное обеспечение (ПО) имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010. Влияние ПО на метрологические характеристики АИИС КУЭ отсутствует.
Технические характеристики
Технические характеристики ИК приведены в табл. 2, которая содержит перечень и состав 1-го уровня ИК с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.
Таблица 2 — Перечень и состав 1-го уровня ИК
| № ИК | Наименование присоединения | Состав 1-го уровня ИК | Вид электроэнергии |
| Счетчик электроэнергии | Трансформатор тока (ТТ) | Трансформатор напряжения (ТН) |
| 26 | РУ-0,4 кВ ООО «Де Марко» | EA05RL-B-4, Кт = 0,5S / 1,0; № ГР16666-97 | ТОП-0,66, 3 ед. Кт = 0,5; К = 200/5; № ГР 15174-06 | _ | Активная, реактивная |
| 15 | РУСН 0,4 кВ Тепловозное депо ввод 1 | EA05RL-P2B-4W, Кт = 0,5S / 1,0; № ГР16666-97 | ТОП-0,66, 3 ед. Кт = 0,5; К = 200/5; № ГР 15174-06 | _ | Активная, реактивная |
| 16 | РУСН 0,4 кВ Тепловозное депо ввод 2 | EA05RL-P2B-4W, Кт = 0,5S / 1,0; № ГР16666-97 | ТОП-0,66, 3 ед. Кт = 0,5; К = 200/5; № ГР 15174-06 | _ | Активная, реактивная |
| 23 | КРУ 6 кВ ТП-289 ввод 1 | EA05RL-B-4, Кт = 0,5S / 1,0; № ГР16666-97 | ТВК-10, 3 ед. Кт = 0,5; К = 100/5; № ГР 8913-82 | НТМИ-6-66, 1 ед. КТ = 0,5; К = 6000/100; № ГР 2611-70 | Активная, реактивная |
| 24 | КРУ 6 кВ ТП-289 ввод 2 | EA05RL-B-4, Кт = 0,5S / 1,0; № ГР16666-97 | ТЛМ-10, 3 ед. Кт = 0,5; Ri = 100/5; № ГР 2473-05 | НТМИ-6-66, 1 ед. КТ = 0,5; К = 6000/100; № ГР 2611-70 | Активная, реактивная |
Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК активной электроэнергии
| Номер ИК | Коэффициент мощности со5(ср) | ±55%р, [ %] ^WPI5%—^^Ризм<”^^Р120% | ±520%р, [ %] WPI20%—WPизм<W PI100% | ±5100 %Р, [ %] WPI100%—Wpu".M<WpH20% |
| 15, 16, 26 | 0,5 | 5,5 | 3,0 | 2,2 |
| 0,8 | 3,0 | 1,9 | 1,6 |
| 0,866 | 2,6 | 1,7 | 1,4 |
| 1 | 1,9 | 1,2 | 1,1 |
| 23, 24 | 0,5 | 5,5 | 3,1 | 2,3 |
| 0,8 | 3,1 | 2,0 | 1,7 |
| 0,866 | 2,7 | 1,8 | 1,5 |
| 1 | 2,0 | 1,4 | 1,2 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК реактивной электроэнергии
| Номер ИК | Коэффициент мощности sin^) / ^sfcp) | ±55%Q, [ %] WQI5%—W^M^WQ™»/» | ±520%Q, [ %] WQ)|20%—W,4i".M<W QI100% | ±5100 "%Q, [ %] W QI100%—WQизм<W QI120% |
| 15, 16, 26 | 0,5 / 0,866 | 6,4 | 3,7 | 2,9 |
| 0,8 / 0,6 | 4,0 | 2,6 | 2,3 |
| 0,866 / 0,5 | 3,2 | 2,3 | 2,1 |
| 23, 24 | 0,5 / 0,866 | 4,2 | 2,7 | 2,4 |
| 0,8 / 0,6 | 3,2 | 2,3 | 2,2 |
| 0,866 / 0,5 | 2,8 | 2,1 | 2,1 |
где 5 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети относительно IHOM 5% (55 %P,55%Q), 20% (520 %P,520%Q) и 100% (5100 %P,5100%Q);
W^m - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минут-ный интервал времени в диапазоне измерений с границами 5% (WPI5%, WQI5%), 20% (WPI20%, WQI20%), 100% (WPI00%, WQI100%) и 120% (WPI120%, WQI120%).
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения приращения электроэнергии и средней мощности за 1 час.
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха
20±5 °С
1±0,2 1ном
1±0,02 Uhom
0,866 инд. / 0,5 инд. от 49,5 до 50,5
от -40 до +50
от -40 до +70
от 1мин до 120
от 90 до 110
0,5 инд. - 1 - 0,5 емк.
от 47,5 до 52,5
- сила тока
- напряжение
- коэффициент мощности cos (ф) / sin (ф)
- частота питающей сети, Гц
5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С
- температура окружающего воздуха для счетчиков, °С
- сила тока, % от номинального (1ном)
- напряжение, % от номинального ( Uhom )
- коэффициент мощности [cos (ф)]
- частота питающей сети, Гц
6. Погрешность в рабочих условиях указана:
- для силы тока I от 1ном = 0,05; 0,20; 1;
- для cos (ф) [sin (ф)] = 0,5 [0,866], 0,8 [0,6], 0,866 [0,5], 1, и
- для температуры окружающего воздуха в точках измерений от 0 до +35 °С.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в ИК АИИС КУЭ компонентов:
- трансформаторы тока - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400 000 ч, средний срок службы tCJ = 30 лет;
- трансформаторы напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 440 000 ч, средний срок службы tCJ = 25 лет;
- счетчики ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления te = 24 ч;
- УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, средний срок службы tCJ = 15 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью ПО «AlphaPlus»;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- корректировки часов.
Защищенность применяемых компонентов:
- путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволкой и пломбой спереди;
- путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;
- путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах;
- путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах;
- наличием системы паролей для доступа к изменению параметров и данных счетчиков.
Глубина хранения информации в счетчиках:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток;
- при отключении питания - не менее 5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации ИК АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность ИК АИИС КУЭ приведена в табл. 5.
Таблица 5 — Комплектность ИК АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Кол-во |
| 1 Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 9 |
| 2 Трансформатор тока | ТВК-10 | 3 |
| 3 Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 3 |
| 4 Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| 5 Электросчетчик | EA05RL-B-4 | 3 |
| 6 Электросчетчик | EA05RL-P2B-4W | 2 |
| 7 Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С1 | 1 |
| 8 Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 1 |
| 9 Паспорт-формуляр | 86619795.422231.154.ФО | 1 |
| 10 Методика поверки | 07-45/010 МП | 1 |
| 11 Методика (методы) измерений | _ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 07-45/010 МП «ГСИ. Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)», утвержденному 30.01.2013 г. ФБУ «Красноярский ЦСМ
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе «7 Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;
- переносной компьютер с ПО «AlphaPlus».
Сведения о методах измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии с использованием измерительных комплексов филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ, свидетельство об аттестации № 16.01.00291.014-2012 от 14.12.2012 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
5. ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
6. ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
Рекомендации к применению
