Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "Назаровская ГРЭС", 53617-13

Назначение

Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Назаровская ГРЭС» (далее по тексту - ИК АИИС КУЭ) предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии в составе АИИС КУЭ ОАО «Назаровская ГРЭС», номер в Государственном реестре средств измерений (далее - № ГР) 43853-10.

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 (в части активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005) и КТ = 1,0 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005), 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*I . Реактивная мощность (Q)

рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = VS2 -P2 . Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

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 (К), формирование и хранение измерительной информации, передачу результатов измерений через GSM-модемы в сервер БД.

Синхронизация часов счетчиков ИК каждом обращении к ИИК существующей АИИС КУЭ ОАО «Назаровская ГРЭС».

Программное обеспечение

Каналы измерительные АИИС КУЭ ОАО «Назаровская ГРЭС» функционируют под управлением программного комплекса «Пирамида 2000», входящего в состав АИИС КУЭ. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в табл. 1. 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.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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.

Метрологические характеристики ИК при измерении активной и реактивной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии

где 5 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети относительно 1ном 5% (55 %p,55%q), 20% (520 %p,520%q) и 100% (5ioo %p,5ioo%q);

W^m - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный 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 30 минут.

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4.    Нормальные условия эксплуатации КИ АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха    20±5 °С

-    сила тока    1±0,2 1ном

-    напряжение    1±0,02 итм

-    коэффициент мощности [cos (ф) \ sin (ф)]    0,866 инд. / 0,5 инд.

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

5.    Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С    от -40 до +50

-    температура окружающего воздуха для счетчиков, °С    от -40 до +70

-    сила тока, % от номинального (1ном)    от 1мин до 120

-    напряжение, % от номинального (ином)    от 90 до 110

-    коэффициент мощности [cos (ф)]    0,5 инд. - 1 - 0,5 емк.

-    частота питающей сети, Гц    от 47,5 до 52,5

6.    Погрешность в рабочих условиях указана:

-    для силы тока I от 1ном = 0,05; 0,20; 1;

-    для cos (ф) [sin (ф)] = 0,5; 0,8; 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 tсл = 30 лет;

-    трансформаторы напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 440 000 ч, средний срок службы tсл = 25 лет;

-    счетчики ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления te = 24 ч4

-    УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, средний срок службы tсл = 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 ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам и УСПД 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 АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность ИК АИИС КУЭ приведена в табл. 4.

Таблица 4 — Комплектность каналов измерительных АИИС КУЭ ОАО «Назаровская ГРЭС»

Поверка

осуществляется по документу 07-45/012 МП «ГСИ. Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Назаровская ГРЭС», 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».

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии малых точек учета ОАО «Назаровская ГРЭС». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ, свидетельство об аттестации № 16.01.00291.011-2012 от 16.10.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО «Назаровская ГРЭС»

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».