|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" БуЭС ПС 110 кВ Федоровская и ПС 35 кВ Рассвет |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | Филиал ОАО "Сетевая компания" Буинские электрические сети, г. Буинск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | 359112.04.2018 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БуЭС ПС 110 кВ Федоровская и ПС 35 кВ Рассвет (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень –устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа ARIS-28xx;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМы) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида»
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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, вычисляемая 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 осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматизированных рабочих местах.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации от сервера БД в программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Сравнение времени сервера БД ИВК с таймером приемника осуществляется ежесекундно, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера БД на величину более ±1 с. Сервер БД осуществляет синхронизацию времени УСПД, а УСПД, в свою очередь, счетчиков. Сличение времени таймера УСПД с временем таймера сервера БД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка времени сервера выполняется при достижении расхождения времени таймеров УСПД и сервера на величину ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с временем таймера УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем таймера УСПД ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | 1 | 2 | | Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | | Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | | Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | | Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | | Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | | Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | | | | Продолжение таблицы 1 | | | 1 | 2 | | Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | | Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | | Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | | Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 – Состав ИК
| Номер
и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | | 1 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ПС 110 кВ Федоровская, ВЛ 110кВ Федоровская-Нурлаты | ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5
Ктт=300/5 Рег.№2793-88 | НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Рег.№1188-84 | Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-07 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 2 | ПС 110 кВ Федоровская, ВЛ 110кВ Федоровская-Каратун | ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5
Ктт=300/5 Рег.№2793-88 | НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Рег.№1188-84 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 3 | ПС 110 кВ Федоровская, Яч. №1 Ввод-10кВ Т-1 | ТОЛ СЭЩ-10 КТ0.5
Ктт=400/5 Рег.№32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 4 | ПС 110 кВ Федоровская, Яч. №3 ВЛ-10кВ Федоровская-Кайбицы | ТОЛ СЭЩ-10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-07 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 5 | ПС 110 кВ Федоровская,Яч. №5 ВЛ-10кВ Федоровская- ХПП | ТОЛ СЭЩ-10 КТ0.5
Ктт=100/5 Рег.№32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-07 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 6 | ПС 110 кВ Федоровская, Яч. №6 ВЛ-10кВ Федоровская-Бурундуки | ТОЛ СЭЩ-10 КТ0.5
Ктт=50/5 Рег.№32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 1 | 3 | 4 | 5 | 6 | 1 | | 7 | ПС 110 кВ Федоровская, Яч. №9 ВЛ-10кВ Федоровская-Малала | ТОЛ СЭЩ-10 КТ0.5
Ктт=75/5 Рег.№32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-07 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 8 | ПС 110 кВ Федоровская, Яч. №10 ВЛ-10кВ Федоровская-Ж/Д | ТОЛ СЭЩ-10 КТ0.5
Ктт=50/5 Рег.№32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-07 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 9 | ПС 110 кВ Федоровская, Яч. №11 ВЛ-10кВ Федоровская | ТОЛ СЭЩ-10 КТ0.5
Ктт=100/5 Рег.№32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-07 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 10 | ПС 110 кВ Федоровская, ВЛ-10 кВ №12 | ТОЛ СЭЩ-10 КТ0.5
Ктт=50/5 Рег.№32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-07 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 11 | ПС 110 кВ Федоровская, Яч. №14 Ввод-10кВ Т-2 | ТОЛ СЭЩ-10 КТ0.5
Ктт=400/5 Рег.№32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-07 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 12 | ПС 110 кВ Федоровская, Яч. №4 ВЛ-10кВ Федоровская-Б.Куланга | ТОЛ СЭЩ-10 КТ0.5
Ктт=75/5 Рег.№32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 13 | ПС 35 кВ Рассвет, Яч.13 ВЛ-10кВ Рассвет-Камброд | ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=100/5 Рег.№7069-07 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | СE 303 КТ0.5s/1.0 Рег.№33446-08 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 14 | ПС 35 кВ Рассвет, Ввод №1 10кВ | ТПЛ КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№47958-16 | НАМИ-10 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87 | СE 303 КТ0.5s/1.0 Рег.№33446-08 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 15 | ПС 35 кВ Рассвет, Яч. №10 Рассвет-Рунга | ТОЛ КТ0.5 Ктт=100/5 Рег.№47959-16 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | СE 303 КТ0.5s/1.0 Рег.№33446-08 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 16 | ПС 35 кВ Рассвет, Ввод №2 10кВ | ТПЛ КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№47958-11 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№20186-00 | СE 303 КТ0.5s/1.0 Рег.№33446-08 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 17 | ПС 35 кВ Рассвет, Яч. №2 ВЛ-10кВ Рассвет-Ембулатово | ТОЛ КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№47959-16 | НАМИ-10 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87 | СE 303 КТ0.5s/1.0 Рег.№33446-08 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 | | 18 | ПС 35 кВ Рассвет, Яч. №12 ВЛ-10кВ Рассвет-АВМ к-з Тельмана | ТОЛ КТ0.5 Ктт=100/5 Рег.№47959-16 | НАМИ-10 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87 | СE 303 КТ0.5s/1.0 Рег.№33446-08 | ARIS-28xx Рег.№67864-17 |
| 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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 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.
4 КТ – класс точности, Ктт (Ктн) – коэффициент трансформации трансформатора тока (напряжения). | | Номер ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±δ), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±δ), % | | 1-18 | АктивнаяРеактивная | 1,21,5 | 3,52,6 | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±δ), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±δ), % | | 1-18 | АктивнаяРеактивная | 1,21,5 | 3,52,6 | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. |
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 18 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности, cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 98 до 102
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности, cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения
счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5инд до 0,8емк
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от -40 до +60
от -10 до +40 |
| 1 | 2 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
сервер:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 150000
2
125000
24
35000
2
100000
1 | | Глубина хранения информации:
счетчики:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
сервер:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 85
10
45
5
3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
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:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне;
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. | | Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 | ТФЗМ-110Б-1У1 | 4 | | Трансформаторы тока | ТОЛ СЭЩ-10 | 30 | | Трансформаторы тока проходные | ТПЛ | 2 | | Трансформаторы тока проходные | ТПЛ | 2 | | Трансформаторы тока опорные | ТОЛ | 6 | | Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 2 | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 | | Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 6 | | Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95УХЛ2 | 3 | | Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 8 | | Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 4 | | Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные | СE 303 | 6 | | Контроллеры многофункциональные | ARIS-28xx | 2 | | Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 | | Комплексы информационно-вычислительные | ИКМ-Пирамида | 2 | | Программное обеспечение | Пирамида 2000 | 1 | | Методика поверки | МП.359112.04.2018 | 1 | | Формуляр | ПФ.359112.04.2018 | 1 | | Руководство по эксплуатации | РЭ.359112.04.2018 | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП.359112.04.2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БуЭС ПС 110 кВ Федоровская и ПС 35 кВ Рассвет. Методика поверки», утверждённому ФБУ «ЦСМ Татарстан» «30» мая 2018 г.
Основные средства поверки:
ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
счетчики Меркурий 230 по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
счетчики Меркурий 234 по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 234. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
сетчики СЕ 303 по документу ИНЕС.411152.081 Д1 «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 303. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БуЭС ПС 110 кВ Федоровская и ПС 35 кВ Рассвет
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
|
| Заявитель | Филиал ОАО «Сетевая компания» Буинские электрические сети
(Филиал ОАО «Сетевая компания» БуЭС)
ИНН 1655049111
Адрес: 422430, Республика Татарстан, г. Буинск, ул. Космовского, 190
Телефон (факс): (84374) 3-25-59, (84374) 3-25-47
|
| Испытательный центр | ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Республике Татарстан» (ФБУ «ЦСМ Татарстан»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д.24
Телефон (факс): (843) 291-08-33
Е-mail: isp13@tatcsm.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «ЦСМ Татарстан» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310659 от 13.05.2015 г.
|
| |
