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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 53620-13
Производитель / заявитель: ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск

Скачать

53620-13: Описание типа СИ Скачать 231.7 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 53620-13
Наименование Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала "Красноярская ТЭЦ-2" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке 07-45/010 МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 530 п. 06 от 29.05.2013
Производитель / Заявитель

ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск

 Россия 


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

Наименование

программного

обеспечения

Версия

программного

обеспечения

Наименование программного модуля

Наименование

файла

Значение

хэш-кода

ПО

«Пирамида

2000»

3.0

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

09.09.2011

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.

dll

b1959ff70be1eb17

c83f7b0f6d4a132f

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

d79874d10fc2b156

a0fdc27e1ca480ac

Общий модуль функций расчета различных значений и проверки точности вычислений

Metrology.dll

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.

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

Т0П-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

Т0П-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

Т0П-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; К = 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 соз(ф)

±55%р, [ %]

WPI5%—WPmM<WPI20%

±520%Р, [ %]

WPI20%—WPmM<W PI100%

±5100 %Р, [ %]

WPI100%—Ризм<^^PI120%

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^) / соз(ф)

±55%Q, [ %]

WQI5%—WQmM<WQI20%

±520%Q, [ %] WQI20%—WQmM<W QI100%

±5100 %Q, [ %]

W QI100%—WQmM<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 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

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 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

Смотрите также

53622-13
ТФМ-110-II, ТФМ-110-II-1 Трансформаторы тока
ОАО "Производственный комплекс ХК Электрозавод", г.Москва