Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала "Красноярская ТЭЦ-2" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)", 53620-13

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 = VS2 - 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 (КО, и ТН(Ки), формирование и хранение измерительной информации, передача результатов 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

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.

Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК активной электроэнергии

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК 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-минут-ный интервал времени в диапазоне измерений с границами 5% (Wpi5%, Wqi5%),

20% (WPI20%, WQI20%), 100% (WpiCD0^ 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:

20±5 °С

1±0,2 1ном

1±0,02 ином

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

-    температура окружающего воздуха

-    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 (ином)

-    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 tсл = 30 лет;

-    трансформаторы напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 440 000 ч, средний срок службы tm = 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 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 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

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 и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»

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