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

ГРСИ
№53618-13
Скачать:
PDF53618-13: Описание типа СИ
Размер файла: 231.3 КБ
Номер по Госреестру53618-13
Класс СИ34.01.04
Год регистрации2013
Информация о поверке07-45/011 МП
Периодичность поверки4 года
Страна-производитель Россия 

Информация о сертификате

Срок действия сертификата..
Тип сертификата (C - серия/E - партия)E
Дата протоколаПриказ 530 п. 04 от 29.05.2013

Производитель

ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск

Данные по реестру:

ПроизводительООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
Отправить заявку

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 = 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 (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

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, передаваемых 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, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus

.dll

c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f486

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых 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 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

ИК

Наименование

присоединения

Состав 1-го уровня ИК

Вид

электроэнер

гии

Счетчик

электроэнергии

Трансформатор тока (ТТ)

63

РУ-0,4 кВ ЦСЗ ОАО «СЦС Совинтел»

AV05RL-P14B-

4,

Кт = 0,5S / 1,0; № ГР 25416-03

ТОП-0,66 У3, 3 ед.

Кт = 0,5; К; = 50/5; № ГР 15174-06

Активная и реактивная электроэнергия

64

РУ-0,4 кВ МЦ Вагонное депо ОАО «Сиб-промтранс»

AV05RL-P14B-

4,

Кт = 0,5S / 1,0; № ГР 25416-03

ТОП-0,66 У3, 3 ед. Кт = 0,5; К; = 100/5; № ГР 15174-06

Активная и реактивная электроэнергия

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

Номер

ИК

Коэффициент мощности со8(ф)

±55%Р, [ %] Wpi5o/<W p^m<W PI20%

±520%Р, [ %]

Wpi20%<Wp^M<Wpn00%

±5100 %Р, [ %]

Wpi100%<Wp^M<Wpn20%

63, 64

0,5

5,6

3,4

2,8

0,8

3,1

2,0

1,8

1

1,8

1,5

1,4

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

Номер

Коэффициент

±55%q, [ %]

±520%Q, [ %]

±5100 %Q, [ %]

ИК

мощности 8Ш(ф)

WQI5%<W Qизм<W QI20%

W QI20%<W Qизм<W QI100%

Wqi100%<W Qизм<W QI120%

0,5

6,4

3,6

2,9

63, 64

0,8

4,0

2,5

2,2

1

3,1

2,2

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-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 5% (WpI5%, WqI5%), 20% (Wpi20%, Wqi20%), 100% (Wpi00%, Wqii00%) и 120% (Wpii20%, Wqii20%).

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:

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 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 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;

-    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, 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

Наименование

Обозначение

Кол-во

1 Трансформатор тока

ТОП-0,66 У3

6

2 Электросчетчик

AV05RL-P14B-4

2

3 Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С1

1

4 Устройство синхронизации системного времени

УСВ-1

1

5 Паспорт-формуляр на каналы измерительные

86619795.422231.153 ФО

1

6 Методика поверки

07-45/011 МП

1

7 Методика (методы) измерений

1

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».

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 № 16.01.00291.010

2012 от 10.10.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к ИК АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ТЭЦ-1»

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