Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО "БИАКСПЛЕН"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, соотнесения результатов измерений к шкале всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU), сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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;

-    привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);

-    ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;

-    периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;

-    хранение результатов измерений и журналов событий 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 виде электронного документа ХМЬ для их передачи по электронной почте внешним организациям; предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий 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;

-    ведение системы единого времени (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает три уровня:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД);

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения ПК «Энергосфера». ИВК включает в себя сервер баз данных (БД), каналообразующую аппаратуру и автоматизированные рабочие места (АРМ).

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).

Лист № 2 Всего листов 9

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети (0,02 с) из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).

УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:

-    один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;

-    обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;

-    хранение результатов измерений в базе данных;

-    передачу результатов измерений в ИВК.

-    синхронизацию (коррекцию) собственной шкалы и коррекцию времени в счетчиках электроэнергии;

ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

-    периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;

-    автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;

-    хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;

-    автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

-    перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

-    формирование отчетных документов;

-    ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени в счетчиках с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;

-    конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;

-    сбор и хранение журналов событий счетчиков;

-    ведение журнала событий ИВК;

-    синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСПД;

-    аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;

-    самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий;

-    передачу результатов измерений и журналов событий в центр сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Сибурэнергоменеджмент», другим субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде

Лист № 3 Всего листов 9

макетов 80020, 80030 и других, согласованных в соответствии с регламентом ОРЭМ, заверенных электронно-цифровой подписью в формате XML.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

-    посредством интерфейса RS-485 для передачи данных от счетчиков до УСПД;

-    посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с уровня ИВКЭ в ИВК;

-    посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;

-    посредством сети Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы.

На функциональном уровне в составе АИИС КУЭ организована система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы сервера БД, УСПД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) от УСПД при его опросе не реже 1 раза в час. Синхронизация сервера БД происходит при поправке часов сервера БД более ±1 c. УСПД получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием встроенного приемника сигналов GPS. УСПД при опросе счетчиков осуществляет проверку поправки шкалы времени счетчиков. Если поправка часов счетчиков превышает ± 2 с относительно шкалы времени УСПД, УСПД корректирует часы счетчика и записывает в журнал событий факт коррекции времени с указанием времени до коррекции и после коррекции часов счетчика. Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М допускают синхронизацию не чаще 1 раза в сутки.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование программного обеспечения

pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.1.1.1

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Всего листов 9

ИК

Наименование

присоединения

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики

Тип

Ктр

Рег. №

Кл. т.

Тип

Ктр

Рег. №

Кл. т.

Тип

Рег. №

Кл. т.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 9

ТЛМ-10

1000/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

2

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 13

ТЛК-СТ

1000/5

58720-14

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

3

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 17

ТЛМ-10

200/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

4

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 19

ТЛМ-10

200/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

5

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 21

ТЛМ-10

600/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

6

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 23

ТЛМ-10

1000/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

7

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 27

ТЛМ-10

300/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

8

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 29

ТЛМ-10

200/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

9

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 31

ТЛМ-10

1000/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

Всего листов 9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

10

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 35

ТОЛ-

СЭЩ-10

1000/5

32139-11

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

11

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 14

ТЛМ-10

1000/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

12

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 16

ТЛМ-10

1000/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

13

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 18

ТЛМ-10

1000/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

14

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 20

ТЛМ-10

200/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

15

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 24

ТЛМ-10

200/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

16

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 26

ТЛМ-10

100/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

17

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 28

ТЛМ-10

600/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

18

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 32

ТЛМ-10

400/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

19

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 34

ТЛМ-10

200/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

Всего листов 9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

20

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 36

ТЛМ-10

1000/5

2473-69

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

21

ПС 110 кВ Бризол, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 38

ТОЛ-

СЭЩ-10

1000/5

32139-11

0,5

НТМИ-6-66

6000/100

2611-70

0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-17

0,5S/1,0

Примечания:

1.    Во всех ИК на уровне ИВКЭ используется УСПД типа ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09;

2.    2 Допускается замена ТТ, ТН, и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик;

3.    Допускается замена УСПД на аналогичный утвержденного типа;

4.    3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

ИК №№

COSj

I5< 1изм<120

I20< 1изм<1100

I100< 1изм<1120

5-даоА %

5-даоР %

5-даоА %

5-даоР %

5-даоА %

5-даоР %

1, 2, 12, 13, 17

0,50

±5,4

±2,7

±2,9

±1,5

±2,2

±1,2

0,80

±2,9

±4,4

±1,6

±2,4

±1,2

±1,9

0,87

±2,5

±5,5

±1,4

±3,0

±1,1

±2,2

1,00

±1,8

-

±1,1

-

±0,9

-

с 3 по 11, с 14 по 16, с 18 по 21

0,50

±5,5

±3,0

±3,0

±1,8

±2,3

±1,5

0,80

±3,0

±4,6

±1,7

±2,6

±1,4

±2,1

0,87

±2,7

±5,6

±1,5

±3,1

±1,2

±2,4

1,00

±1,8

-

±1,2

-

±1,0

-

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

ИК №№

cosj

1изм<120

3^20< 1изм<1100

I100< 1изм<1120

5wA %

5wP %

5wA %

5wP %

5wA %

5wP %

1, 2, 12, 13, 17

0,50

±5,4

±3,0

±3,0

±2,0

±2,3

±1,8

0,80

±2,9

±4,6

±1,7

±2,8

±1,4

±2,3

0,87

±2,6

±5,6

±1,5

±3,3

±1,2

±2,6

1,00

±1,8

-

±1,1

-

±0,9

-

с 3 по 11, с 14 по 16, с 18 по 21

0,50

±5,7

±4,0

±3,3

±3,2

±2,6

±3,1

0,80

±3,3

±5,3

±2,2

±3,7

±1,9

±3,4

0,87

±3,0

±6,2

±2,0

±4,1

±1,8

±3,6

1,00

±2,0

-

±1,4

-

±1,3

-

Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ относительно шкалы времени UTC, ± 5 с

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

21

Нормальные условия:

-    напряжение, % от U^

-    температура окружающего воздуха для счетчиков, °С:

от 99 до 101 от +21 до +25

Рабочие условия эксплуатации:

-    напряжение, % от U^

-    температура окружающего воздуха, °C:

-    для ТТ и ТН

-    для счетчиков

-    для сервера и УСПД

от 90 до 110

от -40 до +70 0 до +40 от +15 до +25

допускаемые значения неинформативных параметров:

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности cos j

от 5 до 120 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут

30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам

Автоматическое

Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов

Автоматическое

1

2

Глубина хранения информации Электросчетчики:

-    тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

Сервер ИВК:

-    хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

45

3,5

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра МРЕК.411711.162.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН». Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 6 - Комплектность средств измерений

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформаторы тока

ТЛК-СТ

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

36

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

4

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

5

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.01

16

УСПД

ЭКОМ-3000

1

ИВК

HP ProLiant DL180

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН». Формуляр

МРЕК.411711.162.ФО

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН». Методика поверки

МП-193-

RA.RU.310556-2019

1

Поверка

осуществляется по документу МП-193^А^и.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 12.04.2019.

Основные средства поверки:

- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);

Лист № 9 Всего листов 9

-    в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);

-    при поверке измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН». Свидетельство об аттестации методики измерений № 453-RA.RU.311735-2019 от 12.04.2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Бризол Новокуйбышевский филиал ООО «БИАКСПЛЕН»

ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Развернуть полное описание