|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | Филиал ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети", г.Самара |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 01 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля энергии и мощности, поставляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также формирования отчётных документов электрической и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
передача журналов событий АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно- измерительные комплексы (далее - ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 и 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 и СЭТ-4ТМ.03М.09 класса точности (КТ) 0,5S/1 (Рег.№№ 36697-12), счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, много-функциональные СЭТ-4ТМ.03 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 и СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности (КТ) 0,5S/1 (Рег. № 27524-04) по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 30206-94 при измерении активной электрической энергиии и ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ 26035-83 при измерении реактивной электрической энергии, указанные в таблице 2 (8 точек измерения) и коммуникаторы PGC.02 стандарта GSM/GPRS.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер типа MSI H81M-P33 с установленным ПО ПК «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени (далее-УСВ) УСВ-3 (Рег.№ 51644-12), автоматизированное рабочее место (далее - АРМ), устройство бесперебойного питания сервера (UPS), коммуникатор PGC.01 стандарта GSM/GPRS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значе-
ние вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт·ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации, её накопление, обработка, а также отображение информации по подключенным к серверу устройствам. Передача измерительной информации смежным субъектам.
На верхнем втором уровне системы также выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
С сервера ИВК осуществляется передача информации в ПАК КО, информационные системы филиала «СО ЕЭС» РДУ Самарской энергосистемы и смежным субъектам.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) установленного на уровне ИВК. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем УСВ-3, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и УСВ-3 на ±0,1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов сервера с часами счетчиков на ±1 с выполняется их корректировка, но не чаще 1 раза в сутки.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ использовано программное обеспечение (далее- ПО) ПК «ЭНЕРГОСФЕРА»
Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значения | | 1 | 2 | | Наименование ПО | ПК «ЭНЕРГОСФЕРА» | | Идентификационное наименование ПО | ПО «Сервер опроса» | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.0.66 | | Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - средний.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты -разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее - ИК), представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | Состав измерительного канала | Вид электро-энергии | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 1 | ПС 110/10кВ Кошки ВЛ-110 Садовая | ТФНД-110М 300/5, КТ 0,5
зав. №52360 зав. №336 зав. №678
Рег. № 32825-11 | НКФ-110-57 110000/100, КТ 0,5 зав. №25948 зав. №26117 зав. №26104
Рег. №14205-05 | СЭТ-4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5зав. №0808093364
Рег. № 36697-12 | УСВ-3 №0068, Рег.№ 51644-12 | Активная/Реактивная | | 2 | ПС 110/10кВ Садовая С-1-Т 10 кВ | ТЛМ-10-2У3 600/5, КТ 0,5
зав.№2241 зав.№2251
Рег. № 48923-12 | НАМИ-10-У2 зав.№ 5016 10000/100, КТ 0,2
Рег. № 51198-12 | СЭТ-4ТМ.03.01КТ 0,5S/1
зав. 0104082839Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 3 | ПС 110/10кВ Садовая
С-2-Т 10 кВ | ТЛМ-10-2У3 600/5, КТ 0,5
зав.№2012 зав.№2001
Рег. № 48923-12 | НАМИТ-10 зав.№ 2496 10000/100, КТ 0,5
Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 зав.№0102060211
Рег. № 27524-04 | УСВ-3 №0068, Рег.№ 51644-12 | Активная/Реактивная | | 4 | ПС 110/10кВ Садовая ТСН 0,4 кВ | Т-0,66 У3 200/5, КТ 0,5
зав.№80321 зав.№90075 зав.№80627
Рег. №51179-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 зав.№0808135247
Рег. № 36697-12 | | 5 | ПС 110/10кВ Н.Кармала С-1-Т 10 кВ | ТЛМ-10 зав.№000693 зав.№000689 600/5 , КТ 0,5
Рег. № 48923-12 | НАМИ-10-У2 зав.№ 2107 10000/100, КТ 0,5
Рег. № 51198-12 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 зав.№0104084517
Рег. № 27524-04 | | 6 | ПС 110/10кВ Н.Кармала ТСН 0,4 кВ | Т-0,66 М У3 100/5, КТ 0,5S зав.№260880 зав.№260882 зав.№260883
Рег. № 52667-13 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 зав.№0811080696
Рег. № 36697-12 | | 7 | ПС 110/10кВ Восток ВЛ-110 кВ Первомайская | ТФЗМ-110Б-1У1 300/5, КТ 0,5
зав.№61159 зав.№61214 зав.№61161
Рег. № 32852-06 | НКФ-110-83 110000/100, КТ 0,5 зав.№377 зав.№349 зав.№2465 Рег. №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 зав.№0811140095
Рег. № 36697-12 | | 8 | ПС 110/10кВ Поляково ВЛ-110 Перелюб | ТФЗМ-110Б-1У1 300/5, КТ 0,5
зав.№61233 зав.№61213 зав.№61220
Рег. № 32852-06 | НКФ-110-II-У1
110000/100, КТ 0,5
зав.№41106 зав.№55845 зав.№61956 Рег. №26452-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 зав.№0811140518
Рег. №36697-12 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) Uном, ток (0,01-1,2) Iном, 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк, допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 70 °С, счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 (С, сервера от 10 до 35 °С приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от минус 10 до плюс 35 °С.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях
| Номер
ИК | Значение
cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях, (± % | | | А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | | 1,3,7,8 | 0,5 | - | - | 5,4 | 2,5 | 2,9 | 1,5 | 2,2 | 1,2 | | 2 | 0,5 | - | - | 5,4 | 2,7 | 2,8 | 1,7 | 2,0 | 1,4 | | 4 | 0,5 | - | - | 5,8 | 3,8 | 3,5 | 3,2 | 2,9 | 3,0 | | 5 | 0,5 | - | - | 5,9 | 3,9 | 3,7 | 3,2 | 3,1 | 3,1 | | 6 | 0,5 | 5,4 | 2,8 | 2,8 | 2,0 | 2,0 | 1,7 | 2,0 | 1,7 |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uном; ток (0,01-1,2) Iном; 0,5 инд.≤cos φ≤0,8; приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии
| Номер
ИК | Значение
cosφ | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, (± % | | | А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | | 1,3,7,8 | 0,5 | - | - | 5,4 | 2,6 | 2,7 | 1,6 | 1,9 | 1,3 | | 2 | 0,5 | - | - | 5,4 | 2,7 | 2,8 | 1,7 | 2,0 | 1,4 | | 4 | 0,5 | - | - | 5,4 | 2,6 | 2,7 | 1,6 | 1,9 | 1,3 | | 5 | 0,5 | - | - | 5,5 | 2,7 | 3,0 | 1,8 | 2,3 | 1,5 | | 6 | 0,5 | 5,3 | 2,4 | 2,7 | 1,3 | 1,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 140 000 ч;
среднее время восстановления работоспособности, tв = 2 ч;
счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М
среднее время наработки на отказ, не менее, 140 000 ч;
среднее время восстановления работоспособности, tв = 2 ч;
трансформаторы тока и трансформаторы напряжения
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 400 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности, не более, tв =168 ч;
устройство синхронизации времени УСВ-3
среднее время наработки на отказ. не менее. Тср 35 000 ч;
среднее время восстановления работоспособности, tв = 2 ч;
сервер
среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 107300 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках и сервере;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
фактов параметрирования счетчика;
фактов пропадания напряжения;
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчике (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5- Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | ТФНД-110М | 3 шт. | | Трансформатор тока | ТЛМ-10-2У3 | 4 шт. | | Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 3 шт. | | Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2 шт. | | Трансформатор тока | Т-0,66 М У3 | 3 шт. | | Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 6 шт. | | Трансформатор напряжения | НКФ-110-II-У1 | 3 шт. |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 | | Трансформатор напряжения | НКФ-110-83 | 3 шт. | | Трансформатор напряжения | НАМИ-10-У2 | 2 шт. | | Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 шт. | | Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 3 шт. | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М и модификации
СЭТ-4ТМ.03М.08,
СЭТ-4ТМ.03М.09 | 3 шт./1 шт. /1 шт. | | Счетчик активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статический, многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 и модификация
СЭТ-4ТМ.03.01 | 1 шт./2 шт. | | Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 шт. | | Основной сервер | MSI H81M-P33 | 1 шт. | | Автоматизированное рабочее место | АРМ | 1 шт. | | Коммуникатор стандарта GSM/GPRS | PGC.02 | 5 шт. | | Коммуникатор стандарта GSM/GPRS | PGC.01 | 1 шт. | | Устройство бесперебойного питания | UPS | 1 шт. | | Документация | | Методика поверки | МП 4222-02-6450925977-2017 | 1 экз. | | Формуляр | ФО 4222-02-6450925977-2017 | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 4222-02-6450925977-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 26.05.2017 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1. «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации.
Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04. 05. 2012 г.;
методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1. «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09. 2004 г.;
УСВ-3 в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3». Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г;
радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12.
Допускается применять аналогичные средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети»
ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (IЕС 62053-23:2003, MOD)
|
| Заявитель |
Филиал ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети»
(филиал ПАО «МРСК Волги» - «Самарские РС»)
ИНН 6450925977
Адрес: 443068, г. Самара, ул. Ново-Садовая, 106, корп.133
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134
Телефон: (846) 336-08-27
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
| |
