Номер по Госреестру СИ: 83521-21
83521-21 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО "Россети Волга" - "Самарские распределительные сети"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
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.
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 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (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 и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Изготовитель
Филиал Публичного акционерного общества ПАО «Россети Волга» - «Самарские распределительные сети» (филиал ПАО «Россети Волга» - «Самарские РС»)ИНН 6450925977
Адрес: 443068, Самарская область, г. Самара, ул. Ново-Садовая, 106, корп.133 Телефон: 8 (846) 339-33-59
E-mail: office@samara. mrsk-volgi. ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области»(ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134
Телефон: 8 (846) 336-08-27
Факс: 8 (846) 336-15-54
E-mail: referent@samaragost.ru
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 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 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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИ |
С КУЭ | |
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 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
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 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 110000/100, КТ 0,5 Рег. № 922-54 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0, 2S /0 , 5 Рег. № 36697-08 |
УСВ-3, зав.№ №0068, рег.№ 51644-12/MSI H81M-P33 |
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 ЭТ -4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1 Ре г. № 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 |
СЭТ-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 Рег . № 36382-07 |
- |
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 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 |
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 ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
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 |
5 | ||
времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с | |||
Примечания: | |||
| |||
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:
|
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
Условия эксплуатации параметры сети:
|
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.