Каналы измерительные присоединений РУСН - 6 кВ сек. 6Р яч. 3, РУСН - 6 кВ сек. 7Р яч. 18 системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии по объекту "Новый блок Абаканской ТЭЦ" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)"

Назначение

Каналы измерительные (далее по тексту - ИК) присоединений РУСН - 6 кВ сек. 6Р яч. 3, РУСН - 6 кВ сек. 7Р яч. 18 системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии (далее - АИИС КУЭ) по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)», предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии в составе АИИС КУЭ, зарегистрированной в Государственном реестре СИ под номером (№ ГР) 56820-14.

Описание

ИК АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) КТ 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S (в части активной электроэнергии) и КТ 1,0 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи.

2-ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и состоит из устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70.

3-ий уровень системы - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» (№ ГР 45270-10), устройство синхронизации системного времени УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место и программное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются по периоду основной частоты сигналов. Реактивная мощность вычисляется по средним за период основной частоты значениям полной и активной мощности.

УСПД по каналам связи считывает измеренные значения в цифровом виде со счетчиков электрической энергии и осуществляет их перевод в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Далее измеренные величины от УСПД передаются на уровень ИВК, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Синхронизация часов счетчиков ИК осуществляется при каждом обращении к ИИК АИИС КУЭ по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Часы ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизируются с УСВ-3 (№ ГР 51644-12) непрерывно, коррекция часов ИВК производится при расхождении, превышающем ±1 с. Часы УСПД сличаются с часами ИВК каждые 30 минут, коррекция часов УСПД производится при расхождении с часами ИВК, превышающем ±1 с. Сличение часов счётчиков с часами УСПД осуществляется каждые 30 минут, коррекция производится при достижении расхождения с часами УСПД более ± 2 с.

Программное обеспечение

Каналы измерительные присоединений РУСН - 6 кВ сек. 6Р яч. 3, РУСН - 6 кВ сек. 7Р яч. 18 АИИС КУЭ по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» функционируют под управлением программного комплекса «Пирамида 2000», входящего в состав АИИС КУЭ.

ПО «Пирамида 2000» предназначено для организации специализированных серверов сбора информации. В функции сервера входит:

- обеспечение сбора данных ИК АИИС КУЭ ИВК «ИКМ-Пирамида»;

- подготовка данных для отображения на автоматизированных рабочих местах (АРМ) диспетчеров или операторов комплекса;

- отслеживание состояния системы и регистрация возникающих в ней событий;

- автоматическое формирование и рассылка отчетов для внешних систем;

- обеспечение СОЕВ.

ПО «Пирамида 2000» ведет сбор информации с устройств (счетчики, устройства сбора и передачи данных (УСПД), контроллеры и т.п.) через секунду передачи данных, которую в общем случае можно представить в виде каналов связи (выделенные линии, коммутируемые телефонные линии, GSM - каналы и пр.). После сбора, данные помещают в базу данных (БД). Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».

Технические характеристики

Технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в табл. 2, которая содержит перечень и состав ИК АИИС КУЭ с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.

Метрологические характеристики ИИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации приведены в табл. 3, 4.

Таблица 2 - Перечень и состав ИК присоединений РУСН-6кВ сек.6Р яч.3, РУСН-6кВ сек.7Р яч.18» АИИС КУЭ по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ»

Таблица 3 - Пределы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 - Пределы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

В таблицах 3 и 4 приняты следующие обозначения:

WP(Q) - значение измеренной активной (реактивной) электроэнергии при значении (в % от номинального) тока в сети;

WPI1(2)% (WQI2%) - значение электроэнергии при 1 (2) % от номинального значения тока в сети;

WPI5%(WQI5%) - значение электроэнергии при 5 % от номинального значении тока в сети;

WPI20%(WQI20%)- значение электроэнергии при 20 % от номинального значении тока в сети;

WPI100%(WQI100%) - значение электроэнергии при 100 % от номинального значении тока в сети;

WPI 120% (WQI 120% ) - значение электроэнергии при 120 % от номинального значении тока в сети (максимальное значение тока в сети).

Примечания

1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния ПО.

4. Рабочие условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ:

- напряжение питающей сети (0,9 - 1,1) Uном;

- сила тока для ИИК № 17, 19 (0,01 - 1,2) Iном ;

- температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до +60 0С;

- для трансформаторов тока от минус 50 до +45 0С;

- для трансформаторов напряжения минус 60 до +50 0С;

- для УСПД от минус 10 до +50 0С.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в ИК АИИС КУЭ компонентов:

- трансформаторы тока ТЛО-10 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400 000 ч; средний срок службы tCJ = 30 лет;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки до отказа не менее Т = 165 000 ч; среднее время восстановления не более te = 2 ч;

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки до отказа не менее Т = 70 000 ч;

- сервера БД - среднее время наработки до отказа не менее Т = 100 000 ч; средний срок службы tCJ = 18 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 «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»;

- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

a) параметрирования;

b) отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

c) корректировки часов.

Защищенность применяемых компонентов:

- путем пломбирования счетчиков электроэнергии типа Альфа А1800 пломбой спереди в 3-х местах;

- путем пломбирования трансформаторов тока и напряжения пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;

- путем пломбирования УСПД сбоку пломбой;

- путем пломбирования пломбой крышки испытательного клеммника;

- путем наклеивания полос пломбирования на разветвительную коробку в 2-х местах.

Глубина хранения информации:

- счетчик электроэнергии - суточные данные по 8-ми тарифам в 144 тарифных зонах с дискретом 10 мин не менее 30 суток; при отключении питания - более 40 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений с настраиваемой глубиной хранения; при отключении питания - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации каналов измерительных ИК АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность каналов измерительных присоединений РУСН - 6 кВ сек. 6Р яч. 3, РУСН -6 кВ сек. 7Р яч. 18 автоматизированной информационно - измерительной системы контроля учета электрической энергии (АИИС КУЭ) объекта «Новый блок Абаканской ТЭЦ» филиала «Абаканская ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13) приведена в табл. 5.

Таблица 5 - Комплектность каналов измерительных присоединений РУСН - 6 кВ сек. 6Р яч. 3, РУСН - 6 кВ сек. 7Р яч. 18 автоматизированной информационно - измерительной системы контроля учета электрической энергии (АИИС КУЭ) объекта «Новый блок Абаканской ТЭЦ» филиала «Абаканская ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)

Поверка

осуществляется по документу 18-18/02 МП «Каналы измерительные присоединений РУСН - 6 кВ сек. 6Р яч. 3, РУСН - 6 кВ сек. 7Р яч. 18 системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Красноярский ЦСМ» 28.10.2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217 - 2003;

- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- СЭТ-4ТМ.03М.01 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

- УСПД «СИКОН С70» - по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1;

- УСВ-3 - по методике поверки ВЛСТ 221.00.000 МП;

- вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ-А» по РА1.007.001 МП «Вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ®-А». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМС» в марте 2010 г.;

- переносной компьютер с ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», «Оперативный сбор», «Пирамида 2000 мобильный АРМ».

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии и мощности по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» филиала «Абаканская ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» (технический учет)». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 07.01.00291.006-2014 от 22.08.2014 г.

Нормативные документы

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

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.