Назначение
Каналы измерительные «ТГ-7» и «2ШР» предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU) в составе Системы информационно-измерительной автоматизированной коммерческого учета электрической энергии филиала ОАО «ТГК-14» «Генерация Бурятии» (Госреестр № 36916-08).
Описание
Каналы измерительные «ТГ-7» и «2ШР» состоят из информационноизмерительных комплексов точек измерений (ИИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК).
ИИК образованы трансформаторами тока (ТТ), трансформаторами напряжения (ТН) и счётчиками электроэнергии. Состав ИИК ТИ приведен в таблице 1.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения, в которых они используются. Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии ИК в цифровую форму и используются для вычисления в микропроцессоре счетчика мгновенных значений мощности. Счетчики вычисляют активную мощность и среднеквадратические значения тока и напряжения и полную мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности. Приращения активной (реактивной) электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от значений активной (реактивной) мощности. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения. Счетчики электрической энергии осуществляют привязку результатов измерения электрической энергии к времени в шкале UTC(SU) с учетом поясного времени.
Каналы измерительные «ТГ-7» и «2ШР» подключены к системе информационноизмерительной автоматизированной коммерческого учета электрической энергии филиала ОАО «ТГК-14» «Генерация Бурятии» и имеют общие с ней ИВКЭ и ИВК. Связь счетчиков ИИК и устройства сбора и передачи данных (УСПД) ИВКЭ осуществляется по шине интерфейса RS-485.
ИВКЭ осуществляет сбор, первичную обработку, хранение результатов измерений и служебной информации ИИК. ИВКЭ построен на базе УСПД «RTU-325» (в составе комплекса аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД RTU-300, Госреестр. № 19495-03, зав. № 001200). УСПД связано с ИВК посредством интерфейса IEEE 802.
ИВК обеспечивает сбор результатов измерений из памяти УСПД и хранение результатов измерений, передачу их во внешние системы, обеспечивает синхронизацию часов счетчиков. Шкала времени ИВК синхронизируется со шкалой UTC (SU) посредством устройства синхронизации yCCB-35HVS. Один раз в 30 минут ИВК проверяет поправку часов УСПД относительно своей шкалы времени и при наличии поправки более ±1 с осуществляет автоматическую синхронизацию часов УСПД. Один раз в 30 минут УСПД осуществляет автоматическую проверку поправки часов счетчиков ИК и при наличии поправки, превышающей ±1 с, осуществляет автоматическую синхронизацию шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени своих часов.
Таблица 1 - Состав ИИК ТИ
| Наименование ИК | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики электрической энергии |
| Тип | Зав. № по фазам) | № Гос-реестра | К-т тр-и | Кл. точн. | Тип | Зав. № (по фазам) | № Гос-реестра | Коэф-т трансформации | Кл. точн. | Тип | Зав. | № | № Гос-реестра | Класс точн. при измерении электроэнергии |
| акт. | реакт. |
| ТГ-7 | RINGCORE | 0105237001; 0105237002; 0105237003; | 44216 10 | 10000 /5 | 0,2S | ЗНОЛ.06 | 10670 10671 10674 | 334408 | | 0,2 | ЕвроАЛЬФА | 01086193 | 16666-97 | 0,2S | 0,2 |
| 2ШР | ТШЛ-10, мод. ТШЛП 10 | 34; 32; 31 | 3972 03 | 1000/ 5 | 0,2S | ЗНОЛ.06 | 10669 10672 10673 | 334408 | | 0,2 | СЭТ4-ТМ.02 | 10041149 | 20175-01 | 0,5S | 1 |
Программное обеспечение
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2. Состав ПО ИВК и идентификационные признаки компонентов, подлежащих метрологическому контролю
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| Коммуникационный сервер | Amrserver.exe | 3.27.0.0 | 3711405345 | CRC32 |
| Ametc.exe | 3.25.0.0 | 3616856897 | CRC32 |
| Ameta.exe | 3.25.0.0 | 3786226027 | CRC32 |
| Amrc.exe | 3.27.0.0 | 2712381342 | CRC32 |
| Amra.exe | 3.27.0.0 | 2293868835 | CRC32 |
| Модуль доступа к базам данных | Cdbora2.dll | 3.25.0.0 | 4219386728 | CRC32 |
| Расчетный сервер | billsvr.exe | 3.27.0.0 | 387894748 | CRC32 |
| Модуль синхронизации времени | GPSReader.exe | 3.1.0.0 | 1054286134 | CRC32 |
Способ защиты программного обеспечения - система управления доступом операционной системы и системы управления базами данных.
Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии и активной и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности 0,95 __________________________________________________________
| I, % от Ihom | Коэффициент мощности | ИК «ТГ-7» | ИК «2ШР» |
| dWA, ±% | днР, ±% | дцА, ±% | dWP, ±% |
| 2 | 0,5 инд. | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 3,7 |
| 2 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 1,3 | 1,7 | 1,9 | 4,8 |
| 2 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 1,2 | 2,0 | 1,9 | 5,4 |
| 2 | 1 | 1,0 | - | 1,8 | - |
| 5 | 0,5 инд. | 1,4 | 0,77 | 2,0 | 2,4 |
| 5 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 1,0 | 1,1 | 1,8 | 2,9 |
| 5 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 0,98 | 1,3 | 1,7 | 3,2 |
| 5 | 1 | 0,64 | - | 1,1 | - |
| 20 | 0,5 инд. | 1,1 | 0,60 | 1,6 | 1,8 |
| 20 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 0,81 | 0,81 | 1,5 | 1,9 |
| 20 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 0,78 | 0,96 | 1,5 | 2,0 |
| 20 | 1 | 0,55 | - | 1,0 | - |
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК «ТГ-7» | ИК «2ШР» |
| #WA, ±% | dWP, ±% | дцА, ±% | dWP, ±% |
| От 100до 120 | 0,5 инд. | 1,1 | 0,59 | 1,6 | 1,7 |
| От 100до 120 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 0,81 | 0,80 | 1,5 | 1,8 |
| От 100до 120 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 0,78 | 0,94 | 1,5 | 1,9 |
| От 100до 120 | 1 | 0,55 | - | 1,0 | - |
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним организациям......................автоматическое.
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных .........автоматиче
ское.
Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет..............3.
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ...........................................................автоматическое.
Рабочие условия применения компонентов АИИС: температура окружающего воздуха, °С ......................................................... от 0 до плюс 40;
частота сети, Гц ................................................................................................ от 49,5 до 50,5;
напряжение сети питания, В............................................................................ от 198 до 242.
Индукция внешнего магнитного поля, мТл .................................................. не более 0,05.
Допускаемые значения информативных параметров входного сигнала: ток, % от 1ном......................................................................................................от 2 до 120%;
напряжение, % от Uhom.....................................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos ф (при измерении активной электрической энергии и мощно-
сти) ................................................................................................................ 0,5 инд.-1,0-0,8 емк.;
коэффициент реактивной мощности, sin ф .............................................. 0,5 инд.-1,0-0,5 емк.
Средняя наработка на отказ, часов ............................................................ не менее 30000;
Коэффициент готовности ........................................................................... не менее 0,99.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра ГДАР.411711.030-1ФО «Каналы измерительные «ТГ-7» и «2ШР». Формуляр».
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность ИК
| Наименование | Тип, обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | RING-CORE | 3 |
| Трансформатор тока | ТШЛ-10, мод. ТШЛП10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Счетчик электрической энергии | ЕвроАЛЬФА | 1 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ02 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| У стройство синхронизации системного времени | yCCB-35HSV | 1 |
| Сервер ИВК | Proliant DL360G3 | 1 |
| Наименование | Тип, обозначение | Количество |
| Коммутатор | 3Com Baseline Switch | 1 |
| Модем | AnCom | 2 |
| Каналы измерительные «ТГ-7» и «2ШР». Методика поверки | ГДАР.411711.030-1Д1 | 1 |
| Каналы измерительные «ТГ-7» и «2ШР». Формуляр | ГДАР.411711.030-1ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по методике поверки ГДАР.411711.030-1Д1 «Каналы измерительные «ТГ-7» и «2ШР». Методика поверки», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в феврале 2011 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», часы «Электроника-65».
Поверка измерительных компонентов измерительных каналов проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- счетчик электрической энергии «ЕВРОАльфа» - в соответствии с методикой поверки «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа «ЕВРОАльфа». Методика поверки»;
- Счетчик электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1;
- Устройство сбора и передачи данных RTU-325 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466453.005МП.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием каналов измерительных «ТГ-7» и «2ШР» в филиале ОАО «ТГК-14» «Генерация Бурятии». Свидетельство об аттестации методики измерений № 93-01.00249-2011 от «28» февраля 2011 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
3. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
4. ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2 s и 0,5 s).
5. ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
