Номер по Госреестру СИ: 37457-13
37457-13 Система измерительно-информационная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Волжская ТГК" Саратовского региона с Изменениями № 1, 2
(Нет данных)
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «ВоТГК» Саратовского региона с Изменениями №1,2 использовано программное обеспечение (далее ПО) АИИС КУЭ:
ПО УСПД «ВЭП-01» - для уровня ИВКЭ и ПО ЦУСПД «ВЭП-01С» - для уровня ИВК Назначение ПО: сбор информации об электропотреблении, мощности и параметрах качества электроэнергии с сертифицированных устройств по цифровым каналам связи, её дальнейшая обработка и хранение, а также передача данных на ЦУСПД ВЭП-01 С в центр сбора данных ОАО «Волжская ТГК» Саратовского региона. УСПД реализовано на базе промышленного PC-
Лист №3
Всего листов 7
совместимого компьютера, содержащего в себе процессор, оперативную память, диск на основе флэш-памяти, энергонезависимые часы и интерфейсы ввода-вывода.
Микропрограмма заносится в программируемое постоянное запоминающее устройство (диск на основе флэш-памяти) контроллеров предприятием-изготовителем, защищена от несанкционированного вмешательства средствами разграничения доступа в виде паролей и недоступна для потребителя.
Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ3286-2010 - «С».
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 мощность). Пересчётные коэффициенты задаются при конфигурировании УСПД и записываются в его флэш-память.
Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа паролем.
Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти УСПД, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных от преднамеренных изменений являются:
-
- средства управления доступом (пароли).
-
- средства проверки целостности ПО (несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы и сравнением ее с действительным значением).
Характеристики программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ ОАО «ВоТГК» Саратовского региона с Изменением №1,2 приведены в Таблице№1
Таблица№1
Наименование ПО |
Идентификационное название ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
ПО УСПД «ВЭП-01» ПО ЦУСПД «ВЭП-01С» |
vep 01;. vep с client c |
2.8.0.5 от14.11.111 1.0.0.15от25.10.11 1.0.0.15от25.10.11 |
Модуль vep01-C9F23192 Модуль vep с - 121D290B Модуль client c -C805E1D0 |
утилита CheckCRC (http://www34.brinks ter.com/dizzyk/crc32. asp |
АИИС КУЭ ОАО «ВоТГК» Саратовского региона с Изменениями №1,2 оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени. Устройство синхронизации системного времени обеспечивает синхронизацию времени через встроенный GPS приемник в УСПД ВЭП 01. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется 1 раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков со временем УСПД ±1 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД один раз
Лист №4 Всего листов 7 в сутки , корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера БД со временем УСПД ±1 с. Погрешность системного времени ±5 с/сутки.
Знак утверждения типа
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетоды измерений, которые используются в АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» Саратовского региона с Изменениями №1,2 приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» Саратовского региона - (МВИ 4222-08.02-7707744367 -2012). Методика (метод) аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №41/01.001812008/2012 от 15.11.2012 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к ИК АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» Саратовского региона с Изменениями №1,2-
■ ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
-
■ ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
-
■ Основные положения.
-
■ ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
-
■ ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерений электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
-
■ .ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
-осуществление торговли и товарообменных операций
Поверка
Поверкаосуществляется в соответствии с документом о поверке:
- система измерительно-информационная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Волжская ТГК» Саратовского региона. Методика поверки. МП 4222-08.1-6315565301 -2011, утверждена ГЦИ СИ - ФГУ «Самарский ЦСМ» 06.04. 2011г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
-
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-88;
-
- счетчики электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ1 МП. Методика поверки. Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. РЭ1;
-
- контроллер измерительный программируемый «ВЭП 01». Методика поверки. МП 4222-001-36888188-2003 Утверждена ФГУ Самарский ЦСМ;
-
- приемник сигналов точного времени МИР РЧ-01;
-
- средства измерений вторичной нагрузки ТТ в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
Лист №7
Всего листов 7
-
- средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;
-
- средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с ТН в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации».
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ГРУППА ТЭС» (ООО «ГРУППА ТЭС»)127473, г. Москва, ул. Краснопролетарская, д.16, стр.2.
Тел.: (846) 372-80-32, (846) 372-80-34, (846) 372-80-35
E-mail: info@group-tes.ru
Испытательный центр
: Государственный центр испытаний средств измерений - ФБУ «Самарский ЦСМ»Таблица №2.Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «ВоТГК» Саратовского региона с Изменениями №1,2 и их метрологические характеристики
Номер канала |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
УСПД |
ЦУСПД |
Вид эл.энергии |
Основная погрешность ± (%) |
Погрешность в бочих условиях ±( %) | ||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик | |||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
320 |
Балаковская ТЭЦ-4 ГРУ-10 кВ, 1с. 10 кВ, яч.4, КЛ-10 кВ ЗАО "Вагоностроительный завод" |
Фаза А ТШЛ-СЭЩ-10-01 Фаза С ТШЛ-СЭЩ-10-01 3000/5, КТ 0,2S; |
Фаза А,В,С НАЛИ-СЭЩ -10-1-0,2-75 У2; 10000/100, КТ 0,2; |
СЭТ-4ТМ.03 М КТ 0,2S/0,5; |
ВЭП 01 |
ВЭП-01С |
А |
0,6 |
1,9 |
321 |
Балаковская ТЭЦ-4 ГРУ-10 кВ, 11с. 10 кВ, яч.34, КЛ-10 кВ ЗАО " Вагоно строительный завод" |
Фаза А ТШЛ-СЭЩ-10-01 Фаза С ТШЛ-СЭЩ-10-01 3000/5, КТ 0,2S; |
Фаза А,В,С НАЛИ-СЭЩ -10-1-0,2-75 У2; 10000/100, КТ 0,2; |
СЭТ-4ТМ.03 М КТ 0,2S/0,5; |
Р |
1,0 |
3,8 |
Примечание к Таблице№1
-
1. Погрешность измерений для ТТ класса точности 0,2S нормируется для тока в диапазоне 1(2)-120% от номинального значения
-
2. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
-
3. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95
-
4. Нормальные условия
параметры сети: напряжение (0,98...1,02) ином, cos ф =0,9 инд
температура окружающей среды (20±5) °С; сила тока: (1,0...1,2) 1ном
-
5. Рабочие условия:
-параметры сети: напряжение (0,9...1,1) ином , ток (0,01...1,2) 1ном ; 0,5 инд. < cosj < 0,8 емк допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 50 °С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до +60°С;
Лист №5
Всего листов 7
Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,01 1ном, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до +30°С.
-
6. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983-2001, счетчиков электроэнергии - ГОСТ Р 52323-2005 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ Р 52323-2005. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ Р 52323-2005
-
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном ОАО «ВоТГК» Саратовского региона. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Надежность применяемых в системе компонентов:
Электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М
-среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов,
-средний срок службы - не менее 30 лет
УСПД (ВЭП 01)
- среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов,
-средний срок службы - не менее 18 лет
ЦУСПД (ВЭП 01С)
-среднее время восстановления не более -1 часа,
-коэффициент готовности не менее-0,99
-Сервер:
-среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, -время восстановления 1 час.
-СОЕВ:
-коэффициент готовности - не хуже 0,95, -среднее время восстановления не более -168 часов Для трансформаторов тока и напряжения в соответствии с ГОСТ 7746-2001г, ГОСТ 1983 - 2001г:
-средняя наработка на отказ - не менее 40 10 5 часов
-средний срок службы -25 лет
Защищенность применяемых в системе компонентов :
■механическая защита от несанкционированного доступа и планирование:
-счетчиков,
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, -испытательной коробки,
-УСПД,
-ЦУСПД,
-сервера БД.
■защита информации на программном уровне:
-результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой электронной подписи),
-установка пароля на счетчик,
-
- установка пароля на УСПД,
-
- установка пароля на ЦУСПД,
-
- установка пароля на сервер БД
Глубина хранения информации
Лист №6
Всего листов 7
■электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М - каждый массив профиля при времени интегрирования 30 мин составляет 113 суток,
■УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу не менее 45 суток и электропотребление за месяц по каждому каналу -не менее 4лет (функция автоматизирована), хранение информации при отключении питания -не менее 1 года;
■ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.
Надежность системных решений:
■резервирование питания УСПД, ЦУСПД реализовано с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
■резервирование каналов связи: реализовано с помощью передачи по электронной почте и сотовой связи информации о результатах измерений в организации-участники оптового рынка;
Регистрация событий:
■в журналах событий счетчика, УСПД и ЦУСПД фиксируются факты:
-параметрирования;
-пропадания напряжения,
-коррекция времени