|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО "МРСК Волги"-"Самарские распределительные сети". |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ЗАО "ПромСвязьЭнерго", г.Новокуйбышевск |
| 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.№ 04 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов. |
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций–участников оптового рынка электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-ый уровень системы - информационно-измерительные комплексы (далее ИИК) включает в себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5; 0,5S по ГОСТ 7746 – 2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 -2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР № 36355-07 , по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (41 точка измерения).
2-ой уровень - (ИВКЭ)- представляет собой устройство сбора и передачи данных на базе ЭКОМ-3000 Зав. №10124125– 1 шт. № ГР №17079-09 со встроенным модулем синхронизации времени GРS.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер базы данных (далее – сервер БД) типа HP ProLiant DL380G7; 6 сотовых модемов стандарта GSM 900/1800 Siemens MC35, 2 модема/роутера IRZ Ruh router, локально-вычислительную сеть, систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-3(ГР№ 51644-12), программное обеспечение ПО ПТК «Энергосфера»-многопользовательская (далее-ПО), коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, GSM-модемы Siemens MC-35i), устройство бесперебойного питания сервера (UPS).
Первичные фазные токи и напряжения преообразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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 значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Данные об энергопотреблении с УСПД ЭКОМ - 3000 (основной канал) на сервер ОАО «МРСК Волги» осуществляются по интерфейсу Ethernet в общей корпоративной сети передачи данных ОАО «МРСК Волги» .
Передача информации в организации – участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется от сервера баз данных через Интернет-провайдера.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ использовано программное обеспечение ПК «ЭНЕРГОСФЕРА»
Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице№1.
Таблица№1
| Идентификационные данные (признаки) | Значения | | 1 | 2 | | Наименование ПО | ПК «ЭНЕРГОСФЕРА» | | Идентификационное наименование ПО | ПО «Сервер опроса» | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.0.50.4307 | | Цифровой идентификатор ПО | 1736ee4e1cfec966e6827018c848c2cd | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-
ний по МИ 3286-2010 - А
На метрологические характеристики модуля вычислений УСПД оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую электроэнергию, мощность). Пересчётные коэффициенты задаются при конфигурировании УСПД и записываются в его флэш-память.
Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа паролем и опломбированием УСПД .
Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.
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. На уровне ИВКЭ синхронизация времени осуществляется встроенным в УСПД GPS-приёмником, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении часов УСПД и GPS-приёмника на ±0,1 с , Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами УСПД происходит при каждом опросе, при расхождении часов УСПД с часами счетчиков на ±1 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с в сутки.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице № 2
Таблица№2
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид эл.энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.1 фид.1 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2009596 ф.В зав.№2010228 ф.С зав.№2009615 300/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124874 | ЭКОМ 3000 зав№ 10124125 | Актив
ная
Реактивная | 1,1 1,8 | 3,2 5,4 | | 2 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.1 фид.2 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2101465 ф.В зав.№2101520 ф.С зав.№2101471 100/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124837 | | 3 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.1 фид.3 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2005383 ф.В зав.№2005444 ф.С зав.№2005417 400/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124802 | | 4 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.1 фид.4 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2094886 ф.В зав.№2093821 ф.С зав.№2093805 200/5,КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124830 . | | 5 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.2 фид.5 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2109732 ф.В зав.№2109712 ф.С зав.№2110220 300/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124823 | | 6 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.2 фид.6 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2094341 ф.В зав.№2095602 ф.С зав.№2094320 100/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124768 |
| Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид эл.энергии | Метрологические характеристики ИК | | 7 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.2 фид.7 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2010394 ф.В зав.№2010318 ф.С зав.№2010385 400/5,КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121424 | ЭКОМ 3000 зав№ 10124125 | Активная
Реактивная | 1,1 1,8 | 3,2 5,4 | | 8 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.2 фид.8 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2101465 ф.В зав.№2101520 ф.С зав.№2101471 200/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121502 | | 9 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.3 ввод 1 | ТШЛ-0,66 ф.А зав.№595 ф.В зав.№594 ф.С зав.№590 2500/5,КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121524 | | 10 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.4 фид.9 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№1100657 ф.В зав.№1100650 ф.С зав.№1100690 400/5 ,КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121537 | | 11 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.4 фид.10 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2093807 ф.В зав.№2094879 ф.С зав.№2094875 200/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121487 | | 12 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.4 фид.11 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2005378 ф.В зав.№2005436 ф.С зав.№2005424 400/5 ,КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121531 | | 13 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.4 фид.12 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2093760 ф.В зав.№2093083 ф.С зав.№2093749 200/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121668 | | 14 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.5 фид.13 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№20110386 ф.В зав.№2109724 ф.С зав.№2110240 300/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121517 . | | 15 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.5 фид.14 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2094342 ф.В зав.№2094513 ф.С зав.№2095588 100/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121619 . | | 16 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.5 фид.15 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2109320 ф.В зав.№2070755 ф.С зав.№2109701 300/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121712 | | Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид эл.энергии | Метрологические характеристики ИК | | 17 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.5 фид.16 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2095594 ф.В зав.№2095598 ф.С зав.№2094397 100/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121654 | ЭКОМ 3000 зав№ 10124125 | Активная
Реактивная | 1,1 1,8 | 3,2 5,4 | | 18 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.8 ввод 2 | ТШЛ-0,66 ф.А зав.№591 ф.В зав.№592 ф.С зав.№593 2500/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121530 | | 19 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.9 фид.17 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2110188 ф.В зав.№2110166 ф.С зав.№2110222 300/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 610120350 | | 20 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.9 фид.18 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2095902 ф.В зав.№2095895 ф.С зав.№2095584 100/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124900 | | 21 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.9 фид.19 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2018499 ф.В зав.№2018902 ф.С зав.№2019363 400/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124838 | | 22 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.9 фид.20 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2093755 ф.В зав.№2090735 ф.С зав.№2093740 200/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124812 | | 23 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.9 фид.21 | ТШП-0,66-5 ф.А.№2104621 ф.В зав.№2084259 ф.С зав.№2110362 300/5 ,КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124816 | | 24 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.10 фид.22 | ф.А ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2095538 ф.В зав.№2095616 ф.С зав.№2095603 100/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121459 | | 25 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.10 фид.23 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2011176 ф.В зав.№2011121 ф.С зав.№2011687 400/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611124798 | | 26 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.10 фид.24 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2088362 ф.В зав.№2088452 ф.С зав.№2088329 200/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121626 | | Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид эл.энергии | Метрологические характеристики ИК | | | | 1,1 1,8 | 3,2 5,4 | | 27 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.11 фид.25 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2005999 ф.В зав.№2005431 ф.С зав.№2005335 400/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121494 | ЭКОМ 3000 зав№ 10124125 | | 1,1 1,8 | 3,2 5,4 | | 28 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.11 фид.26 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2095789 ф.В зав.№2095839 ф.С зав.№2095816 200/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121473 | | 29 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.11 фид.27 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2005384 ф.В зав.№2005445 ф.С зав.№2005992 400/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121510 | | 30 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.11 фид.28 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2094821 ф.В зав.№2094881 ф.С зав.№2094874 200/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121403 | | 31 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.12 фид.29 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2050504 ф.В зав.№2050505 ф.С зав.№2050410 300/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121466 | | 32 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.12 фид.30 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2093350 ф.В зав.№2095627 ф.С зав.№2095634 100/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121382 | | 33 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.12 фид.31 | ТШП-0,66-5 ф.А зав.№2034917 ф.В зав.№2033838 ф.С зав.№2033829 300/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121375 | | 34 | ТП 810 РУ 0,4 кВ пан.12 фид.32 | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2096285 ф.В зав.№2096290 ф.С зав.№2095900 100/5, КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0611121544 | | 35 | ТП 810 РУ 0,4 кВ ШСН | ТОП-0,66-5 ф.А зав.№2101837 ф.В зав.№2102367 ф. зав.№2101711 200/5 , КТ 0,5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0610120302 | | 36 | ТП-810 РУ 6 кВ Ввод 1 яч.3 | ТОЛ-СЭЩ-10 ф.А зав.№45178-12 ф.В зав.№45191-12 ф.С зав.№45269-12 400/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-6 зав.№363312000002 6000/100 КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0607122065 |
| Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид эл.энергии | Метрологические характеристики ИК | | 37 | ТП-810 РУ 6 кВ Ввод 2 яч.4 | ТОЛ-СЭЩ-10 зав.№46291-08 ф.В зав.№45439-12 ф.С зав.№45192-12 400/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-6 зав.№363312000001 6000/100 КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0607122043 | ЭКОМ 3000 зав№ 10124125 | Актив
ная
Реактив
ная | 1,3 2,1 | 3,3 6,7 | | 38 | ТП-810 РУ 6 кВ Т2 яч.6 | ТОЛ-СЭЩ-10 ф.А зав.№44969-12 ф.В зав.№45203-12 ф.С зав.№44348-12 200/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-6 зав.№363312000001 6000/100 КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0607122196 | | 39 | ТП--810 РУ 6 кВ Ввод 3 от ТП-13 яч.9 | ТОЛ-СЭЩ-10 ф.А зав.№45190-12 ф.В зав.№45177-12 ф.С зав.№45267-12 300/5,КТ 0,5S | НАМИТ-10-6 зав.№363312000002 6000/100 КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0606121176 | | 40 | ТП-810 РУ 6 кВ Ввод 4 от ТП-13 яч.10 | ТОЛ-СЭЩ-10 ф.А зав.№45179-12 ф.В зав.№45268-12 ф.С зав.№45271-12 300/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-6 зав.№363312000001 6000/100 КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 0607122255 . | | 41 | ТП-810 РУ 6 кВ Т1 яч.5 | ТОЛ-СЭЩ-10 ф.А зав.№44968-12 ф.В зав.№45045-12 ф.С зав.№44104-12, 200/5 КТ 0,5S | НАМИТ-10-6 зав.№363312000002 6000/100 КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 зав.№ 607122114 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98÷1,02) Uном; ток (0,05÷1,2)Iном, для ИК № 1-35, ток (0,01÷1,2)Iном, для ИК № 36-41,cos φ = 0,9 инд.;
4. Рабочие условия:
параметры сети для ИК: напряжение (0,9÷1,1) Uном; сила тока (0,05÷1,2) Iном (для ИК № 1-35), сила тока (0,01÷1,2) Iном (для ИК № 36-41); 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк.;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 50 °С, для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °С до +60 °С; для УСПД ЭКОМ-3000 от 0°С до плюс 50°С, для сервера от +10 °С до + 35 °С;
5 Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 Iном, (для ИК № 1-35); для I = 0,01 Iном, (для ИК № 36-41), cos φ = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -10 до +35°С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии по каждому присоединению (измерительному каналу).
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ОАО "МРСК Волги" порядке. После замены требуется переоформление описания типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
Электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М
-среднее время наработки на отказ не менее Тср =140000 часов,
-средний срок службы – не менее 30 лет
сервер
среднее время наработки на отказ не менее Тср = 107300 ч,
коэффициент готовности не менее-0,99,
среднее время восстановления работоспособности не более tв = 0,5 ч;
трансформатор тока (напряжения)
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;
УСПД (ЭКОМ- 3000)
- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =75000 ч,
- время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;
УСВ-3
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 35 000 ч,
- время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
в журнале УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
-УСПД;
- сервера;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
Глубина хранения информации:
-электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М – глубина хранения каждого массива при времени интегрирования30 минут составляет 85 дней; при отключений питания не менее 1 года; тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
-УСПД ЭКОМ-3000 – суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки – не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания – не менее 10 лет;
сервер БД – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – за весь срок эксплуатации системы |
| Комплектность | |
| Поверка | осуществляется в соответствии с документом о поверке МП 4222-04-6316109767-2014
«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ТП 810 Самарского ПО ОАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 28 октября 2014г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-1988;
- счётчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. в соответствии с методикой поверки, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146 РЭ. МП. Методика поверки. ИЛГШ.411152.146 РЭ1. Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М, согласованная ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»20.11.2007г; СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
- УСПД ЭКОМ-3000– в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программно- технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г;
-устройство синхронизации времени 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, ПГ±1 мкс;
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети »
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия..
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. 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)
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
-осуществление торговли .
|
| Заявитель |
ЗАО «ПромСвязьЭнерго»
Адрес 446202, Самарская область,
г. Новокуйбышевск, ул. Миронова, д. 31а, оф. 77
|
| Испытательный центр | :
Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»).
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30017-13 от 21.10.2013 г.
| |
