Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "Власиха" в части присоединения энергопринимающих устройств ООО "Полимерпласт". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "Власиха" в части присоединения энергопринимающих устройств ООО "Полимерпласт"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 606 п. 20 от 14.05.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт» (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ выполняет 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 на глубину не менее 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 АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);

- 3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии. Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ приведен в таблице 1. ИИК ТИ и ИВКЭ соединяются между собой шинами интерфейса RS-485.

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 внутренних импульсов, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC (SU).

В качестве уровней ИВКЭ и ИВК используются соответствующие уровни системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» (Г.р. № 53686-13).

В ИВКЭ в качестве устройства сбора и передачи данных (УСПД) используется контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50, который осуществляет: сбор, хранящихся в долговременной памяти счетчиков результатов измерений, выраженных в числе внутренних импульсов, преобразование результатов измерений в именованные величины, хранение результатов измерений и их передачу в сервер сбора ОАО «ФСК ЕЭС».

У СПД, совместно с устройством синхронизации времени УСВ-1 обеспечивает измерение времени в шкале UTC(SU) и периодическую, не реже одного раза в сутки, синхронизацию часов счетчиков, опрашиваемых УСПД.

УСПД обеспечивает сбор записей о событиях, отображаемых в служебных журналах счетчиков, хранение этих записей, ведение журналов событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД и внештатные ситуации.

ИВК АИИС КУЭ состоит из сервера сбора ОАО «ФСК ЕЭС», сервера баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири», автоматизированных рабочих мест (АРМ) должностных лиц, связующих и вспомогательных компонентов. Сбор результатов измерений и журналов событий с УСПД осуществляет сервер сбора ОАО «ФСК ЕЭС». База данных с результатами измерений, хранящаяся в сервере сбора данных ОАО «ФСК ЕЭС» автоматически реплицируется в сервер баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -«МЭС Сибири». Сервер баз данных обеспечивает передачу результатов измерений во внешние системы. ИВК обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных, перемножение результатов измерений, полученных от счетчиков на коэффициенты трансформации, и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «Алтайское РДУ», другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

- между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ связь обеспечивается по интерфейсам RS-485 счетчиков и контроллера сетевого индустриального СИКОН С50;

- между уровнями ИВКЭ и ИВК связь обеспечивается по корпоративной сети передачи данных по протоколу TCP/IP (основной канал передачи данных);

- между уровнями ИВКЭ и ИВК связь обеспечивается с использованием спутникового VSAT-терминала (резервный канал передачи данных);

- между уровнем ИВК и внешними системами с использованием глобальной сети передачи данных Интернет.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ работает следующим образом. УСПД получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации времени УСВ-1. УСПД обеспечивает синхронизацию часов счетчиков не реже, чем один раз в сутки.

В АИИС КУЭ допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.

Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ

ИК

Наименование

Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, №

Госреестра СИ

Тип (модификация)

82

ПС 220 кВ «Власиха», КРУ 6 кВ, яч.

64

ТТ

КТ 0,5S

Ктт = 100/5

Г.р. № 47959-11

A

ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1)

В

ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1)

C

ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1)

ТН

КТ 0,5

Ктн = (6000:^3)/(100:^3)

Г.р. № 3344-08

А

ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3)

В

ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3)

С

ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3)

Счетчик

КТ 0,5S/1, Ксч=1, Г.р. № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М (мод. СЭТ-4ТМ.03М.01)

УСПД

Куспд=1, Г.р. № 28523-05

СИКОН С50

Программное обеспечение

АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения, установленного на сервере баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири». В качестве прикладного программного обеспечения используются программный комплекс «Метроскоп» версии 1.0.

Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп)

1.0

289аа64f646cd387380 4db5fbd653679

MD5

Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».

Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК).................................................................................1.

Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 и при измерении активной электрической энергии (6WoA), границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной (6WA) и реактивной (5wP) 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 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 не менее, лет .............................3,5.

Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ....................................... автоматическое.

Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: 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 ином), % .. от 90 до 110; индукция внешнего магнитного поля, мТл............................................................. не более 0,5.

Допускаемые значения информативных параметров:

ток, % от 1ном.................................................................................................................от 2 до 120;

напряжение, % от ином..............................................................................................от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos ф ............................................................. 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

коэффициент реактивной мощности, sin ф...........................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

Таблица 3 - Границы допускаемой погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении электрической энергии

I, % от 1ном

Коэффициент мощности

^A, %

5wa, %

6wP, %

2

0,5

± 4,9

± 5,1

± 3,7

2

0,8

± 2,7

± 3,1

± 4,9

2

0,865

± 2,4

± 2,8

± 5,6

2

1

± 1,9

± 2,4

-

5

0,5

± 3,1

± 3,4

± 3,4

5

0,8

± 1,9

± 2,4

± 3,9

5

0,865

± 1,8

± 2,3

± 4,3

5

1

± 1,2

± 1,5

-

20

0,5

± 2,4

± 2,8

± 3,1

20

0,8

± 1,4

± 2,0

± 3,4

20

0,865

± 1,2

± 1,9

± 3,6

20

1

± 1,0

± 1,4

-

I, % от 1ном

Коэффициент мощности

5wоA, %

6wA, %

6wP, %

100, 120

0,5

± 2,4

± 2,8

± 3,1

100, 120

0,8

± 1,4

± 2,0

± 3,4

100, 120

0,865

± 1,2

± 1,9

± 3,6

100, 120

1

± 1,0

± 1,4

-

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра П2200213-020413-ИОС3.ФО    «Система    автоматизированная информационно

измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт». Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол-во, шт.

Трансформатор тока

ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1)

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3)

3

Контроллер сетевой индустриальный

СИКОН С50

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М (мод.

СЭТ-4ТМ.03М.01)

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт». Формуляр

П2200213-020413-

ИОС3.ФО

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт». Методика поверки

П2200213-020413-

ИОС3.Д1

1

Поверка

осуществляется по документу П2200213-020413-ИОС3.Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в феврале 2014 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» (поправка системных часов не более ± 10 мкс).

Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:

- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

- измерительные  трансформаторы напряжения - в соответствии с

ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 198.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМ» в июле 2010 г.;

- устройство синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 221.00.000МП, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в декабре 2004 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт». Свидетельство об аттестации методики измерений №198-01.00249-2014 от «12» марта 2014 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.411152.145ТУ. Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Технические условия.

5. П2200213-020413-ИОС3 Том 3.3. ПС 220 кВ «Власиха», реконструкция КРУ 6 кВ с расширением на одну линейную ячейку (для осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт»). Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений. Система электроснабжения. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). Проектная документация.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание