Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО "Россети Волга" - "Самарские распределительные сети"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 83521-21
Производитель / заявитель: ПАО "РОССЕТИ ВОЛГА" (Саратовские РС), г. Саратов
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО "Россети Волга" - "Самарские распределительные сети" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО «Россети Волга» -«Самарские распределительные сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Скачать

83521-21: Описание типа СИ Скачать 556.1 КБ
83521-21: Методика поверки МП 26.51.43/57/21 Скачать 11.4 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 83521-21
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО "Россети Волга" - "Самарские распределительные сети"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 01/21
Производитель / Заявитель

Филиал Публичного акционерного общества ПАО "Россети Волга" - "Самарские распределительные сети" (филиал ПАО "Россети Волга" - "Самарские РС"), г. Самара

РОССИЯ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО «Россети Волга» -«Самарские распределительные сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) типа MSI H81M-P33 с установленным ПО ПК «Энергосфера», устройство синхронизации времени (далее-УСВ) УСВ-3, 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. Измерительная информация на выходе счетчика:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

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 и передача измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к серверу устройствам.

На верхнем втором уровне системы 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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.

ИВК АИИС КУЭ, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении на ±0,1 с и более, ИВК АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени ИВК осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК равного ±1 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.

Журналы событий счетчика электрической энергии, ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «ЭНЕРГОСФЕРА» Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО__

Идентификационные данные (признаки)

Значения

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

о,

м

о

я

Наименование

измерительного

канала

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

электрической

энергии

ИВК

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110/10кВ Кошки ВЛ-110 Садовая

ТФНД-110М 3 00/5 , КТ 0,5 Рег. № 2793-71

НКФ-110-57 110000/100, КТ 0,5 Рег. № 922-54

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0 , 2 S/0 , 5 Рег. № 36697-08

3

СП

Рч

-

§

00

к

нч

GO

<N

-

5 №.

u

р

,8

6 0 0

%

%

cd

со

3,

-3В

и

2

ПС 110/10кВ Садовая С-1-Т 10 кВ

ТЛМ-10-2У3 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИ-10 У2 10000/100, КТ 0,2 Рег. № 51198-12

С Э Т -4ТМ. 03.01 КТ 0,5S/1 Р ег. № 27524-04

3

ПС 110/10кВ Садовая С-2-Т 10 кВ

ТЛМ-10-2У3 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-13

С Э Т-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

4

ПС 110/10кВ Садовая ТСН 0,4 кВ

Т-0,66 У3 200/5, КТ 0,5 Рег. № 22656-07

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

5

ПС 110/10кВ Н.Кармала С-1-Т 10 кВ

ТЛМ-10-1 УЗ 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-05 ТОЛ-10-1-2 У2 600/5, КТ 0,5 Рег. № 38395-08

ЗНАМИТ-10 (6)-1 УХЛ2 10000/100,

КТ 0,2 Рег.№40740-09

СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

6

ПС 110/10кВ Н.Кармала ТСН 0,4 кВ

Т-0,66 М У3 100/5, КТ 0,5S Ре г . № 3 6382-07

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

7

ПС 110/10кВ Восток ВЛ-110 кВ Первомайская

ТФЗМ-110Б-1У1

300/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ-110-83У1 110000/100, КТ 0,5 Рег. №1188-84

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

8

ПС 110/10кВ Поляково ВЛ-110 Перелюб

ТФЗМ-110Б-1У1

3 00/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ-110-83У1 110000/100, КТ 0,5 Рег. №1188-84

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697-12

Примечания:

1.    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 таблице 2 метрологических характеристик.

2.    Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.

3.    Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

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

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Вид

электрической

энергии

Границы основной погрешности ±5, %

Границы погрешности в рабочих условиях ±5, %

1,3,7,8

Активная

1,3

2,9

Реактивная

2,5

4,7

2,5

Активная

1,2

3,2

Реактивная

1,9

5,4

4

Активная

1,1

3,2

Реактивная

1,8

5,4

6

Активная

0,9

1,5

Реактивная

1,5

2,9

Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов

СОЕВ АИИС КУЭ к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с

5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности Р = 0,95.

3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ,

равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -10 до +35°С

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

8

Нормальные условия параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности

-    температура окружающей среды для счетчиков, °С

-    частота, Гц

от 98 до 102 от 100 до 120 0,8

от +21 до +25 50

Условия эксплуатации параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности соБф (sin9)

-    температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

-    температура окружающей среды для счетчиков, °С

-    температура окружающей среды для сервера ИВК, °С

-    атмосферное давление, кПа

-    относительная влажность, %, не более

-    частота, Гц

от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +45 от -10 до +35 от +10 до +35 от 80,0 до 106,7 98

от 49,6 до 50,4

Продолжение таблицы 4

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

СЭТ-4ТМ.03М

165 000

СЭТ-4ТМ.03

90 000

УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45 000

Сервер ИВК:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

107300

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Счетчики:

СЭТ-4ТМ.03М

-каждого массива профиля при времени интегрирования 30

минут, сут

114

СЭТ-4ТМ.03

- графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30

113

минут, сут, не менее

Сервер ИВК:

- хранение результатов измерений и информации о

состоянии средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    в журнале событий счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера ИВК;

- защита на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервере ИВК.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИ

К

С

К

У

Э

Наименование

Обозначение

Количество,

шт.

Трансформатор тока

ТЛМ-10-2У3

4

ТФНД-110М

3

Т-0,66 У3

3

ТЛМ-10-1 УЗ

1

ТОЛ-10-1-2 У2

1

Т-0,66 М У3

3

ТФЗМ-110Б-1У1

6

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57

3

НАМИ-10-У2

1

НАМИТ-10

1

ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2

1

НКФ-110-83У1

6

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

1

СЭТ-4ТМ.03.01

2

СЭТ-4ТМ.03М

3

СЭТ-4ТМ.03М.09

1

СЭТ-4ТМ.03М.08

1

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-3

1

Сервер ИВК

MSI H81M-P33

1

Документация

Методика поверки

МП 26.51.43/57/21

1

Формуляр

ФО 26.51.43/57/21

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО «Россети Волга» - «Самарские распределительные сети». МВИ 26.51.43/57/21, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

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

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на газопровод ДНС Казанская - врезка в газопровод УПСВ Екатериновская - УПСВ Козловская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКГ) предназначена для автоматизированных измерений объемного ра...
83520-21
РВС-3000 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
Общество с ограниченной ответственностью "Полиметалл ДВ" (ООО "Полиметалл ДВ"), г. Хабаровск
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО ТК «Рязанские Росы») (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на газопровод компрессорной станции УПН Алакаевская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКГ) предназначена для автоматизированных измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного...
83524-21
РУТ-01 Теплосчетчики
Общество с ограниченной ответственностью "Данфосс" (ООО "Данфосс"), Московская обл., г. Истра, д. Лешково
Теплосчетчики РУТ-01 (далее - теплосчетчики) предназначены для измерения, обработки и представления текущей и архивной информации о количестве потребленной тепловой энергии либо энергии, затраченной на охлаждение, а также о температуре и расходе тепл...