• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки) Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки) Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 53175-13 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ ПССД.011.073-АУЭ. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Промсервис-СД", г.Самара.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки) Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки) Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
53175-13
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки)
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Промсервис-СД", г.Самара
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ ПССД.011.073-АУЭ
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" – филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки и хранения полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
ОписаниеАИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки решает следующие задачи: Автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности; периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии средств измерений; хранение 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); представление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций; обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.); диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень (ИИК) включает в себя: трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-68, ГОСТ 7746-78, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1893-67, ГОСТ 1893-77, ГОСТ 1893-89 счетчики активной и реактивной энергии ЦЭ 6850 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 52323-2005 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной энергии и счетчики активной и реактивной энергии СЭТ-4ТМ.03 класса 0,2S 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 52323-2005 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (24 точки измерений); 2-й уровень – устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера измерительного программируемого ВЭП-01 со встроенным устройством синхронизации системного времени; 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО). Первичные токи и напряжения трансформируются 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 преобразуют 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации: - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин; - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где производится дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на верхний уровень системы (сервер БД). На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по каналам связи до интернет-провайдера (основной и резервный канал связи). АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени СОЕВ, включающей в себя приемник сигналов спутникового времени. Приемник сигналов спутникового времени входит в состав УСПД ВЭП-01. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера БД и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков со временем УСПД ± 1 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера БД со временем УСПД ± 1 с. Погрешность системного времени ± 5 с/сутки. Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки используется программный комплекс (ПК) "Энергосфера". Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 – С. ПК "Энергосфера" внесен в Госреестр в составе ПТК "ЭКОМ" № 19542-05. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1 Таблица 1
Наимено-вание ПОИдентификационное наименование ПОНомер версии ПОЦифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
ПК "Энергосфера"pso_metr.dll1.1.1.1cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b MD5
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2
Номер ИКНаименование объектаСостав измерительного каналаВид электроэнергииМетрологические характеристики ИК
1ВЛ-110 кВ Р.ВасильевкаТФНД-110М 200/5, Кл. т. 0,5НКФ-110-57 110000/√3: 100/√3, Кл. т. 1,0ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5ВЭП-01Активная, реактивная1,5 3,13,2 4,9
2ВЛ-110 кВ СадоваяТФНД-110М 300/5, Кл. т. 0,5
3ВЛ-110 кВ ЕрмаковоТФНД-110М 300/5, Кл. т. 0,5
4С-1-Т 110 кВТВТ-110 200/5, Кл. т. 0,5
5С-2-Т 110 кВТВТ-110 100/5, Кл. т. 0,5НКФ-110-57 110000/√3: 100/√3, Кл. т. 0,5ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5
6ВЛ-110 кВ Надеждино-2ТФЗМ-110Б-I 200/5, Кл. т. 0,5
7ВЛ-110 кВ КошкиТФНД-110М 300/5, Кл. т. 0,5
Продолжение таблицы 2
Номер ИКНаименование объектаСостав измерительного каналаВид электроэнергииМетрологические характеристики ИК
8С-1-Т 10 кВ (яч.9)ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5, Кл. т. 0,2SНАМИТ-10-2 10000/100, Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5Активная, реактивная0,8 1,51,6 2,6
9Кшк-1 (яч.1)ТОЛ-СЭЩ-10 150/5, Кл. т. 0,5S
10Кшк-2 (яч.5)ТОЛ-СЭЩ-10 150/5, Кл. т. 0,5SНАМИТ-10-2 10000/100, Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/1,0ВЭП-01Активная, реактивная1,2 2,43,3 5,5
11Кшк-3 (яч.7)ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, Кл. т. 0,5S
12Кшк-4 (яч.10)ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, Кл. т. 0,5S
13Кшк-7 (яч3)ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, Кл. т. 0,5S
14Кшк-11 (яч3)ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, Кл. т. 0,5S
15Кшк-12 (яч.4)ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, Кл. т. 0,5S
16Р1Т (яч.8)ТОЛ-СЭЩ-10 50/5, Кл. т. 0,5S
17С-2-Т 10 кВ (яч.18)ТОЛ-СЭЩ-10 600/5, Кл. т. 0,2SНАМИТ-10-2 10000/100, Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5
18Кшк-5 (яч.15)ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, Кл. т. 0,5S
19Кшк-6 (яч.16)ТОЛ-СЭЩ-10 75/5, Кл. т. 0,5S
20Кшк-8 (яч.19)ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, Кл. т. 0,5S
Окончание таблицы 2
Номер ИКНаименование объектаСостав измерительного каналаВид электроэнергииМетрологические характеристики ИК
21Кшк-9 (яч.20)ТОЛ-СЭЩ-10 150/5, Кл. т. 0,5SНАМИТ-10-2 10000/100, Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5ВЭП-01Активная, реактивная1,1 2,33,1 5,4
22Кшк-10 (яч.21)ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, Кл. т. 0,5S
23Кшк-13 (яч.22)ТОЛ-СЭЩ-10 50/5, Кл. т. 0,5S
24Р2Т (яч.23)ТОЛ-СЭЩ-10 50/5, Кл. т. 0,5S
Примечания: Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая); В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95; Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО; Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС: - параметры сети: напряжение (0,98÷1,02) Uном; ток (1÷1,2) Iном, cos ( = 0,9 инд.; частота (49,6(50,4) Гц; - температура окружающей среды (20 ± 5) ˚С. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС: - параметры сети: напряжение (0,9÷1,1) Uном; ток (0,05÷1,2) Iном для ИК № 1 – 7, (0,01÷1,2) Iном для ИК № 8 – 24; 0,5 инд. ≤ cos( ≤ 0.8 емк.; частота (47,5(52,5) Гц; -допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 ˚С, для счетчиков от минус 40 ˚С до + 55 ˚С; для сервера от + 10 до + 35 ˚С; для УСПД от минус 35 ˚С до + 50 ˚С; Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 Iном, cos (=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от + 10 до + 35˚С для ИК № 1 – 7; для I = 0,02 Iном, cos (=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от + 10 до + 35˚С для ИК № 8, 17; для I = 0,02 Iном, cos (=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от минус 30 до + 35˚С для ИК № 9 – 16, 18 – 24; Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии; Допускаются замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО "МРСК Волги" – филиал "Самарские распределительные сети" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Надежность применяемых компонентов: - электросчетчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; - электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М– среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; - электросчетчик ЦЭ 6850 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; - УСПД ВЭП-01– среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; - сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 107300 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч. Надежность системных решений: - питание УСПД основной сети и резервной сети; основное от сети переменного тока напряжением от 85÷264 В; резервное от сети постоянного тока напряжением от 85÷264 В или от сети переменного тока напряжением от 85-264 В; - резервирование питания оборудования центра сбора информации (сервера БД, коммуникационного оборудования) с помощью источника бесперебойного питания UPS; - резервирование каналов связи: основной канал связи между ИВК и ИВКЭ выполнен на основе телефонной сети общего пользования (ТфОП) с помощью Hayes-модема, резервный канал связи на основе беспроводной сотовой связи с помощью GSM-модема; информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты; Регистрация событий: в журнале событий счетчика: - параметрирования; - пропадания напряжения; - коррекция времени в счетчике; журнал УСПД: - параметрирования; - пропадания напряжения; Защищенность применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: - счетчика; - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; - испытательной коробки; - УСПД; - сервера БД; защита информации на программном уровне: - установка пароля на счетчик; - установка пароля на УСПД; - установка пароля на сервер БД; Глубина хранения информации: электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания – не менее 10 лет; УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК – 45 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания – не менее 5 лет; ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений – за весь срок эксплуатации системы.
КомплектностьКомплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" – филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ кошки) определяется проектной документацией на систему и приведено в паспорте ПССД.011.073-АУЭ ПФ. В комплект поставки также входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка осуществляется по документу "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" – филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки). Методика поверки" 120-05-056-2012 МП утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ульяновский ЦСМ" 06 августа 2012 г. Средства поверки – по НД на измерительные компоненты: - ТТ – по ГОСТ 8.217-2003; - ТН – по ГОСТ 8.216-88 и/или по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005; - ЦЭ6850 – по методике поверки ИНЕС.41152.034 Д1; - СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ 411152.124 РЭ1; - СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверки ИЛГШ 411152.145 РЭ1; - УСПД ВЭП-01 – по МП 4220-001-36888188-2003; Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком – по методике поверки АИИС КУЭ ПС 100/10 кВ Кошки.
Нормативные и технические документы и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" – филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия". ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения". Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений Осуществление торговли и товарообменных операций.
Заявитель ООО "Промсервис-СД", г. Самара Адрес юридический: 443068, г. Самара, ул. Конноармейская, 13 Адрес почтовый: 443110 г. Самара, а/я 4043 Тел. 8(846) 276-02-31; 276-02-28. Факс (846) 276-02-31; 276-02-28. e-mail: info@prom63.ru
Испытательный центрГЦИ СИ ФБУ "Ульяновский ЦСМ" Адрес: 432002 г. Ульяновск, ул. Урицкого, 13. Тел/факс: (8422) 46-42-13, 43-52-35, e-mail: csm@ulcsm.ru Аттестат аккредитации № 30057 – 10, действителен до 01.05.2015.