Назначение
Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2» (далее ИК) предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также времени в шкале UTC(SU) совместно с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16» (далее АИИС КУЭ) (Г.р. № 45275-10).
Описание
ИК выполняют следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств ИК;
- конфигурирование и настройку параметров ИК;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
ИК включают три уровня:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ);
- 3-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения
среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВКЭ объединяет ИИК ТИ и обеспечивает с помощью контроллера сетевого индустриального «СИКОН С1» (Г.р. № 15236-03) сбор результатов измерений со счетчиков, их хранение и передачу на уровень ИВК. Контроллер «СИКОН С1» обеспечивает синхронизацию часов счетчиков электрической энергии, опрашиваемых им.
В качестве ИВК АИИС используется комплекс измерительно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» (Г.р. 45270-10).
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов контроллера «СИКОН С1» в составе ИВКЭ; ведение журналов событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, полученных от УСПД, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «ОДУ Средней Волги» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.
Уровни ИВКЭ и ИВК являются общими с АИИС КУЭ.
Уровни ИИК ТИ и ИВКЭ соединены между собой шиной интерфейса RS-485. В качестве связующего компонента для соединения уровней ИВКЭ и ИВК используется маршрутизатор «СИКОН С30».
Система обеспечения единого времени работает следующим образом. ИВК «ИКМ-Пирамида», получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации системного времени УСВ-1. ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает синхронизацию часов контроллера «СИКОН С1» не реже одного раза в сутки. Контроллер «СИКОН С1» один раз в сутки обеспечивает синхронизацию часов счетчиков, подключенных к нему.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов и их состав
| № ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация |
| 1.42 | Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 21236-10; Ктт=400/5 | А | ТОЛ-СЭЩ-10 |
| С | ТОЛ-СЭЩ-10 |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 831-53; Ктн=10000/100 | А В С | НТМИ-10-66 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 2017501, Ксч=1 | СЭТ | Г-4ТМ.02.2 |
| УСПД | Г.р. № 15236-03, Куспд=1 | СИКОН С1 |
| ИВК | Г.р. №45270-10, Кивк=8000 | ИКМ-Пирамида |
| № ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация |
| 1.43 | Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 21236-10; Ктт=400/5 | А | ТОЛ-СЭЩ-10 |
| С | ТОЛ-СЭЩ-10 |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 831-53; Ктн=10000/100 | А В С | НТМИ-10-66 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 2017501, Ксч=1 | СЭТ | Г-4ТМ.02.2 |
| УСПД | Г.р. № 15236-03, Куспд=1 | СИКОН С1 |
| ИВК | Г.р. №45270-10, Кивк=8000 | ИКМ-Пирамида |
Программное обеспечение
В ИК используется программное обеспечение, установленное на ИВК «ИКМ-Пирамида». В качестве прикладного программного обеспечения используется программный комплекс «Пирамида 2000», состоящий из средств сбора данных, серверной части, клиентской части и служебных программ.
В программном комплексе «Пирамида 2000» метрологически значимая часть выделена в виде отдельных библиотек. Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого
программного обеспечения
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| Пирамида 2000. Расчет групп | PClients.dll | 1.0.0.7 | 8aa457ea619bd 2eb958a07992 83c5942 | MD5 |
| Пирамида 2000. Расчёт текущих значений | PCurrentValues.dll | 1.0.0.0 | 92873d5f6a941 9375b16fb85db a2845f | MD5 |
| Пирамида 2000. Заполнение отсутствующего профиля | PFillProfile.dll | 1.0.0.0 | b018c69614cbe 1756c044b5d1 b372aa3 | MD5 |
| Пирамида 2000. Фиксация данных | PFixData.dll | 1.0.0.0 | 909784376361 44d224d16440 0fa9a3e3 | MD5 |
| Пирамида 2000. Расчёт зафиксированных показаний из профиля мощности | PFixed.dll | 1.1.0.0 | 41d3880316ec be528edfee9d9 120960c | MD5 |
| Пирамида 2000. Расчёт базовых параметров | PProcess.dll | 2.0.2.0 | 25f470ad653a2 950e0203dfa1e b77b5c | MD5 |
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| Пирамида 2000. Замещение данных | PReplace.dll | 1.0.0.0 | d542ccbe6cd77 4e12f3b1c000c 67cfb5 | MD5 |
| Пирамида 2000. Расчёт целочисленного профиля | PRoundValues.dll | 1.0.0.0 | 6e9e0f928b2dd 32c32e4dd68e8 37fc5f | MD5 |
| Пирамида 2000. Расчёт мощности/энергии из зафиксированных показаний | PValuesFromFixed . dll | 1.0.0.0 | 6afb8a4f07db3 c8226a22334c7 328ac7 | MD5 |
| Пирамида 2000. Драйвер для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02 | SET4TM02.dll | 1.0.0.6 | 4dccb4f201694 eb15ed1037a2f 1f3126 | MD5 |
| Пирамида 2000. Драйвер для контроллеров типа СИКОН С10 | SiconS10.dll | _ | e22e76746b4f4 bf21601eadbdf 517169 | MD5 |
Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010. Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.
Технические характеристики
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии ...................................................................................................... приведены в таблице 3
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения .............................................................................................. приведены в таблице 3
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с...............................................................±
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам........................автоматическое
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных .. автоматическое Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет.....................3,5
Глубина хранения результатов измерений в ИВКЭ не менее, суток ..................................... 45
Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток ................................. 90
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ ....................................... автоматическое
Рабочие условия применения компонентов ИК: температура окружающего воздуха для:
измерительных трансформаторов, °С............................................................от минус 45 до 40;
для счетчиков, связующих компонентов, °С..............................................................от 0 до 40;
для оборудования ИВК, °С........................................................................................от 10 до 35;
частота сети, Гц ..................................................................................................... от 49,5 до 50,5;
напряжение сети питания (относительного номинального значения UH0M), % .. от 90 до 110;
индукция внешнего магнитного поля, мТл .............................................................не более 0,5.
Допускаемые значения информативных параметров:
ток, % от 1ном................................................................................................................от 5 до 120;
напряжение, % от ином..............................................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos ф..............................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
Таблица 3. Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (SWoA) электрической энергии, границы допускаемой погрешности ИК при измерении активной (6WA) и реактивной (6WP) электрической энергии в рабочих условиях применения.
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК № 1.42, 1.43 |
| ^оА, % | 5wa, % | 6wP, % |
| 5 | 0,5 | ± 5,4 | ± 5,4 | ± 2,7 |
| 5 | 0,8 | ± 2,9 | ± 2,9 | ± 4,5 |
| 5 | 0,865 | ± 2,5 | ± 2,6 | ± 5,6 |
| 5 | 1 | ± 1,8 | ± 1,8 | - |
| 20 | 0,5 | ± 2,9 | ± 3,0 | ± 1,6 |
| 20 | 0,8 | ± 1,6 | ± 1,7 | ± 2,5 |
| 20 | 0,865 | ± 1,4 | ± 1,5 | ± 3,0 |
| 20 | 1 | ± 1,1 | ± 1,1 | - |
| 100, 120 | 0,5 | ± 2,2 | ± 2,2 | ± 1,3 |
| 100, 120 | 0,8 | ± 1,2 | ± 1,3 | ± 1,9 |
| 100, 120 | 0,865 | ± 1,1 | ± 1,2 | ± 2,3 |
| 100, 120 | 1 | ± 0,85 | ± 0,90 | - |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра И1 111.231.425210.13ФО «Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2». Формуляр».
Комплектность
Комплектность ИК приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность ИК
| Наименование | Тип, модификация | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.02.2 | 2 |
| Контроллер сетевой индустриальный | СИКОН С1 | 1 |
| Комплекс информационно-вычислительный | ИКМ-Пирамида | 1 |
| Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2». Формуляр | И1 111.231.425210.13ФО | 1 |
| Наименование | Тип, модификация | Кол-во, шт. |
| Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2». Методика поверки | И1 111.231.425210.13Д1 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу И1 111.231.425210.13Д1 «Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в апреле 2013 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов не более ± 10 мкс).
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1;
- контроллер сетевой индустриальный «СИКОН С1» - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ.166.00.000И1.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16», измерительных каналов коммерческого учета электроэнергии и информационноизмерительных комплексов точек измерений» Свидетельство об аттестации методики измерений №169-01.00249-2013 от «16» апреля 2013 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
3. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
4. ИЛГШ.411152.071ТУ. Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.02.
5. И1 111.231.425210.13 Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ 3, КЛ 10 кВ, ЖБИ 1», «Казанская ТЭЦ 3, КЛ 10 кВ, ЖБИ 2». Технорабочий проект.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
