Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "Красноярская ТЭЦ-1"

Назначение

Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярская ТЭЦ-1» (далее по тексту - ИК АИИС КУЭ) предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии в составе АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ТЭЦ-1», номер в Государственном реестре средств измерений (далее - № ГР) 43857-10.

Описание

ИК АИИС КУЭ состоят из следующих уровней:

1-ый уровень - уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК), включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 77462001, счетчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа КТ = 0,5S (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 = S22 - 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 (Ki), формирование и хранение измерительной информации, передачу результатов измерений через GSM-модемы в сервер БД.

Синхронизация часов счетчиков ИК производится при каждом обращении к ИИК существующей АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ТЭЦ-1».

Программное обеспечение

Каналы измерительные АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ТЭЦ-1» 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.

Таблица 2 — Перечень и состав 1-го уровня ИК

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

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии

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% (S5 %p,55%q), 20% (520 %p,520%q) и 100% (5100 %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 ИК АИИС КУЭ:

- температура окружающего воздуха

20±5 °С

1±0,21ном

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 I-мин 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 ИК 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; 0,8; 1 и

- для температуры окружающего воздуха в точках измерений от 0 до +35 °С.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на ана-

логичные 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;

- 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, счетчикам и УСПД размещением их 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 каналов измерительных АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность ИК АИИС КУЭ приведена в табл. 5.

Таблица 5 — Комплектность ИК АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 07-45/011 МП «ГСИ. Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярская ТЭЦ-1», утвержденным 30.01.2013 г. ФБУ «Красноярский ЦСМ»

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- 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 малых точек учета ОАО «Красноярская ТЭЦ-1». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 16.01.00291.0102012 от 10.10.2012 г.

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

3. 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».

4. ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

5. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

Рекомендации к применению