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

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

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 54526-13 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ ПССД.011.071-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 Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) 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 Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) 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
54526-13
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала)
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.011.071-АУЭ
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" – филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) (далее - АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки и хранения полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
ОписаниеАИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала 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 в 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 - информационно-измерительный комплекс (ИИК) включает в себя: трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-68, ГОСТ 7746-78, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-77, ГОСТ 1983-2001, 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.03М класса 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 52323-2005 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (6 точек измерений); 2-й уровень – устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера измерительного программируемого ВЭП-01 со встроенным устройством синхронизации 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 приемником сигналов спутникового времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию часов сервера БД и счетчиков. Сравнение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется один раз в сутки, синхронизация времени выполняется автоматически при расхождении времени счетчиков со временем УСПД ± 1 с. Сравнение времени сервера БД с временем УСПД один раз в сутки, синхронизация времени выполняется автоматически при расхождении времени сервера БД со временем УСПД ± 1 с. Суточный ход часов не более ± 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 Новая Кармала 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. 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 1-го и 2-го уровня измерительных каналовМетрологические характеристики ИК
1С-1-Т 10 кВ (яч.6)ТЛМ-10-1 600/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 2473-05НАМИ-10 У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Госреестр № 11094-87ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 20176-04ВЭП-01Активная и реактивная1,0 1,62,4 4,0
2КРМ-1 (яч.1)ТЛМ-10-1 100/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 2473-05НАМИ-10 У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Госреестр № 11094-87ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 20176-04
3КРМ-3 (яч.4)ТВЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 1856-63 ТЛМ-10-1 100/5, Кл. т. 0,5 Госреестр № 2473-05НАМИ-10 У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Госреестр № 11094-87ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 20176-04
4КРМ-4 (яч.7)ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 1276-59 ТПЛ-10с 100/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 29390-10НАМИ-10 У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Госреестр № 11094-87 ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 20176-04
5КРМ-5 (яч.3)ТПЛ-10с 100/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 29390-10НАМИ-10 У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Госреестр № 11094-87ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 20176-04
6ТСН 0,4 кВТ-0,66 М У3 100/5 Кл. т.0,5S Госреестр № 51516-12-СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12
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 КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала: - 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) Uном, ток (0,05 - 1,2) Iном, частота (47,5 - 52,5) Гц; - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 ˚С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 ˚С, для сервера от + 10 до + 35 ˚С; для УСПД от минус 35 до плюс 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 минус 30 до плюс 35˚С для ИК № 1 - 5; для I = 0,02 Iном, cos (=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от минус 30 до плюс 35˚С для ИК № 6. 8 Допускаются замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. 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.03М.08 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; - электросчетчик ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; - электросчетчик ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-100 – 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 = 165000 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 до 264 В; резервное от сети постоянного тока напряжением от 85 до 264 В или от сети переменного тока напряжением от 85 до 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 Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) приведена в паспорте ПССД.011.071-АУЭ ПФ. В комплект поставки также входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверкаосуществляется по документу 120-05-063-2013 МП "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" – филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала). Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ульяновский ЦСМ" 08 мая 2013 г. Средства поверки – по нормативным и техническим документам на измерительные компоненты: - трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003; - трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 и/или по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005; - счетчиков электрической энергии ЦЭ6850 – по методике поверки ИНЕС.41152.034 Д, утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» 15 декабря 2002 г.; - счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверки ИЛГШ 411152.124 РЭ, утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.; - контроллера измерительного программируемого УСПД ВЭП-01 – по МП 4220-001-36888188-2003, утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Самарский ЦСМ» 09 апреля 2003 г.; - Вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ-А», Госреестр № 22029-10; - Мультиметр цифровой «FLUKE 189», Госреестр № 21019-01; - Измеритель показателей качества электрической энергии «Ресурс-UF2», Госреестр № 21621-12; - Прибор для измерения параметров однофазной электрической цепи "Вымпел", Госреестр № 23070-05; - Радиочасы МИР РЧ-01, Госреестр № 27008-04; - Секундомер механический СОПпр-3а-2-010, Госреестр № 11519-88.
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 Новая Кармала: 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 При осуществлении торговли и товарообменных операций.
Заявитель ООО "Промсервис-СД" 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 центрГосударственный Центр испытаний средств измерений Федерального бюджетного учреждения "Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Ульяновской области" (ГЦИ СИ ФБУ "Ульяновский ЦСМ"), Аттестат аккредитации № 30057-10, действителен до 01.05.2015. 432002, г. Ульяновск, ул. Урицкого, 13. Тел. 8(8422) 46-42-13. E-mail: csm@ulcsm.ru