Untitled document

Приложение к свидетельству № 66677

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

учета филиала

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная

учета электрической энергии на подстанциях межсистемного

ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта

электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО «МРСК Волги» -

«Самарские распределительные сети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений

активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы

времени, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и

контроля энергии и мощности, поставляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета,

автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также

формирования отчётных документов электрической и передачи полученной информации

заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор привязанных

к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии

с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз

данных) и от несанкционированного доступа;

передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о

состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних

пользователей);

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка

паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

передача журналов событий АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно- измерительные комплексы (далее - ИИК), включающие

трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 и 0,5Sпо ГОСТ 7746-2001,

трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 и 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики

электрическойэнергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 класса

точности (КТ) 0,2S/0,5 и СЭТ-4ТМ.03М.09 класса точности (КТ) 0,5S/1 (Рег.№№ 36697-12),

счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, много-

функциональные СЭТ-4ТМ.03 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 и СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности

(КТ) 0,5S/1 (Рег. № 27524-04) по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 30206-94 при измерении

активной электрической энергиии и ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ 26035-83 при измерении

Лист № 2

Всего листов 8

реактивной электрической энергии, указанные в таблице 2 (8 точек измерения) и

коммуникаторы PGC.02 стандарта GSM/GPRS.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в

себя сервер типа MSI H81M-P33 с установленным ПО ПК «Энергосфера», устройство

синхронизации системного времени (далее-УСВ) УСВ-3 (Рег.№ 51644-12), 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. Средняя за

период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значе-

ние вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учёта 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, её накопление, обработка, а также

отображение информации по подключенным к серверу устройствам. Передача измерительной

информации смежным субъектам.

На верхнем втором уровне системы также 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на

основе устройства синхронизации времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от

спутников глобальной системы позиционирования (GPS) установленного на уровне ИВК. Часы

сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем УСВ-3, корректировка часов севера

АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и УСВ-3 на ±0,1 с. Сверка показаний

часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при

расхождении часов сервера с часами счетчиков на ±1 с выполняется их корректировка, но не

чаще 1 раза в сутки.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут.

Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата,

часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

ВАИИСКУЭиспользованопрограммноеобеспечение(далее-ПО)ПК

«ЭНЕРГОСФЕРА»

Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.

Лист № 3

Всего листов 8

Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) ПО

Идентификационные данные (признаки)Значения

1 2

Наименование ПОПК «ЭНЕРГОСФЕРА»

Идентификационное наименование ПО ПО «Сервер опроса»

Номер версии (идентификационный номер) ПО7.0.66

Цифровой идентификатор ПОcbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО md5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений по

Р 50.2.077-2014 - средний.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на

ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты -

разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений

в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки

фальсифицированногоПОиданных,считыванияизпамяти,удаленияилииных

преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Трансформатор

напряжения

Счетчик

электрической

энергии

УСВ

Вид электро-

энергии

ПС 110/10кВ

Кошки

ВЛ-110 Садовая

ПС 110/10кВ

Садовая

С-1-Т 10 кВ

НАМИ-10-У2

зав.№ 5016

10000/100, КТ 0,2

Рег. № 51198-12

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1

зав. 0104082839

Рег. № 36697-12

УСВ-3 №0068, Рег.№ 51644-12

Активная/Реактивная

Метрологические и технические характеристики

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой

величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений,

входящих в состав измерительного канала (далее - ИК), представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в ИК АИИС КУЭ

Состав измерительного канала

Номер ИК

Наименование ИК

Трансформатор

тока

1234567

ТФНД-110МНКФ-110-57

300/5, КТ 0,5 110000/100, КТ 0,5

зав. №52360зав. №25948

зав. №336зав. №26117

зав. №678зав. №26104

Рег. № 32825-11Рег. №14205-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

зав. №0808093364

Рег. № 36697-12

ТЛМ-10-2У3

600/5, КТ 0,5

зав.№2241

зав.№2251

Рег. № 48923-12

Лист № 4

Всего листов 8

НАМИТ-10

зав.№ 2496

10000/100, КТ 0,5

Рег. № 16687-13

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

зав.№0102060211

Рег. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03М.09

КТ 0,5S/1,0

зав.№0808135247

Рег. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

зав.№0104084517

Рег. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03М.08

КТ 0,2S/0,5

зав.№0811080696

Рег. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

зав.№0811140095

Рег. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

зав.№0811140518

Рег. №36697-12

УСВ-3 №0068, Рег.№ 51644-12

Активная/Реактивная

Продолжение таблицы 2

1234567

ПС 110/10кВ

3Садовая

С-2-Т 10 кВ

ТЛМ-10-2У3

600/5, КТ 0,5

зав.№2012

зав.№2001

Рег. № 48923-12

ТСН 0,4 кВ

зав.№80321

Т-0,66 У3

ПС 110/10кВ

200/5, КТ 0,5

Садов

зав.№90075

зав.№80627

Рег. №51179-12

ТЛМ-10

ег. № 48923-1

зав.№ 2107

10000/100, КТ 0,5

ПС 110/10кВ

ТСН 0,4 кВ

Н.Кармала-

ПС 110/10кВ Восток

ВЛ-110 кВ

Первомайская

ПС 110/10кВ

Поляково

ВЛ-110 Перелюб

ПС 110/10кВзав.№000693

НАМ

-10

У2

Н.Кармалазав.№000689

С-1-Т 10 кВ

600/5 , КТ 0,5

Рег. № 51198-12

Т-0,66 М У3

100/5, КТ 0,5S

зав.№260880

зав.№260882

зав.№260883

Рег. № 52667-13

ТФЗМ-110Б-1У1НКФ-110-83

300/5, КТ 0,5 110000/100, КТ 0,5

зав.№61159зав.№377

зав.№61214зав.№349

зав.№61161 зав.№2465

Рег. № 32852-06 Рег. №1188-84

ТФЗМ-110Б-1У1 НКФ-110-II-У1

300/5, КТ 0,5110000/100, КТ 0,5

зав.№61233 зав.№41106

зав.№61213 зав.№55845

зав.№61220 зав.№61956

Рег. № 32852-06Рег. №26452-04

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК)

при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

(параметры сети: напряжение (0,9-1,1) Uном, ток (0,01-1,2) Iном, 0,5 инд.

≤

cos φ

≤

0,8 емк,

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и

напряжения от минус 40 до плюс 70 °С, счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс

С, сервера от 10 до 35 °С приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах

расположения счетчиков от минус 10 до плюс 35 °С.

Лист № 5

Всего листов 8

Значение

cosφ

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении

активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении

Номер

активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях, (±

)

ИК

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2) %

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

РАР

- 5,4 2,5

- 2,9 4,4

-1,8Не норм

-5,4 2,7

-2,94,5

-1,8Не норм

-5,8 3,8

-3,35,4

-2,3Не норм

-5,9 3,9

-3,45,5

-2,4Не норм

2,82,8 2,0

4,61,7 2,9

А Р

2,9 1,5

1,6 2,4

1,1Не норм

2,8 1,7

1,52,4

1,1 Не норм

3,53,2

2,33,9

1,9 Не норм

3,73,2

2,54,0

2,0 Не норм

2,01,7

1,22,4

А Р

2,2 1,2

1,2 1,9

0,9Не норм

2,0 1,4

1,2 1,9

0,9Не норм

2,9 3,0

2,1 3,6

1,8 Не норм

3,1 3,1

2,2 3,7

1,9 Не норм

2,0 1,7

1,2 2,4

0,5

1,3,7,8

0,8 -

1 -

0,5-

0,8-

1 -

0,5 -

0,8 -

1 -

0,5-

0,8-

1 -

0,5 5,4

0,82,9

1 1,8 Не норм 1,2 Не норм 0,9 Не норм 0,9 Не норм

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении

активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uном;

ток (0,01-1,2) Iном; 0,5 инд.

≤

cos φ

≤

0,8; приведены в таблице 4.

Значение

cosφ

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при

измерении активной (реактивной) электрической энергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при

Номер

измерении активной (реактивной) электрической энергии, (±

)

ИК

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2) %

зм

< I

5 %

зм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

АР АРАР АР

0,5

1,3,7,8

0,8

0,5

20,8

0,5

40,8

0,5

50,8

0,5

60,8

- - 5,4

- - 2,8

- - 1,7

- - 5,4

- - 2,9

- - 1,8

- - 5,4

- - 2,8

- - 1,7

- - 5,5

- - 2,9

- - 1,8

5,3 2,4 2,7

2,8 4,3 1,5

1,7 Не норм 0,9

2,6 2,7

4,4 1,5

Не норм. 1,0

2,7 2,8

4,5 1,5

Не норм. 1,1

2,6 2,7

4,4 1,5

Не норм. 1,0

2,7 3,0

4,6 1,7

Не норм 1,2

1,3 1,8

2,3 1,0

Не норм 0,6

1,6 1,9

2,4 1,1

Не норм. 0,8

1,7 2,0

2,4 1,2

Не норм. 0,9

1,6 1,9

2,4 1,1

Не норм. 0,8

1,8 2,3

2,6 1,3

Не норм 1,0

1,0 1,8

1,5 1,0

Не норм 0,6

1,3

1,8

Не норм.

1,4

1,9

Не норм.

1,3

1,8

Не норм.

1,5

2,1

Не норм

1,0

1,5

Не норм

Лист № 6

Всего листов 8

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03

среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 140 000 ч;

среднее время восстановления работоспособности, tв = 2 ч;

счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М

среднее время наработки на отказ, не менее, 140 000 ч;

среднее время восстановления работоспособности, tв = 2 ч;

трансформаторы тока и трансформаторы напряжения

среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 400 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности, не более, tв =168 ч;

устройство синхронизации времени УСВ-3

среднее время наработки на отказ. не менее. Тср 35 000 ч;

среднее время восстановления работоспособности, tв = 2 ч;

сервер

среднее время наработки на отказ, не менее, Тср = 107300 ч.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для

пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены

механическими пломбами;

наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках и сервере;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает

идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчике (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные

каналы и на комплектующие средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Обозначение

ТФНД-110М

Количество

3 шт.

Таблица 5- Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

ТЛМ-10-2У3

Т-0,66 У3

ТЛМ-10

Т-0,66 М У3

ТФЗМ-110Б-1У1

НКФ-110-II-У1

4 шт.

3 шт.

2 шт.

3 шт.

6 шт.

3 шт.

Лист № 7

Всего листов 8

Счетчик электрической энергии

многофункциональный

3 шт./1 шт. /1 шт.

1 шт./2 шт.

УСВ-3

Продолжение таблицы 5

Трансформатор напряжения

3 шт.

2 шт.

1 шт.

3 шт.

Счетчик активной и реактивной электрической

энергии переменного тока, статический,

многофункциональный

НКФ-110-83

НАМИ-10-У2

НАМИТ-10

НКФ-110-57

СЭТ-4ТМ.03М и

модификации

СЭТ-4ТМ.03М.08,

СЭТ-4ТМ.03М.09

СЭТ-4ТМ.03 и

модификация

СЭТ-4ТМ.03.01

Устройство синхронизации системного времени

1 шт.

Основной серверMSI H81M-P331 шт.

Автоматизированное рабочее место АРМ1 шт.

Коммуникатор стандарта GSM/GPRS PGC.025 шт.

Коммуникатор стандарта GSM/GPRS PGC.011 шт.

Устройство бесперебойного питания UPS1 шт.

Документация

Методика поверкиМП 4222-02-6450925977-20171 экз.

ФормулярФО 4222-02-6450925977-20171 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-02-6450925977-2017 «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях

межсистемного учета филиала ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети».

Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 26.05.2017 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М в соответствии

сдокументомИЛГШ.411152.145РЭ1.«Счетчикиэлектрическойэнергии

многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации.

Часть2.Методикаповерки»,утвержденным руководителем ГЦИСИ

ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04. 05. 2012 г.;

методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1.«Счетчики электрической энергии

многофункциональные СЭТ-4ТМ.03, являющейся приложением к руководству по

эксплуатацииИЛГШ.411152.124РЭ1,согласованнойруководителемГЦИСИ

ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09. 2004 г.;

УСВ-3 в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени

УСВ-3». Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ

СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г;

радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном

фонде 27008-04;

мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном

фонде 33750-12.

Допускается применять аналогичные средства поверки, не приведенные в перечне, но

обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой

точностью.

Лист № 8

Всего листов 8

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со

штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведенывдокументе«Методика(метод)измеренийэлектрическойэнергиис

использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого

учетаэлектрическойэнергиинаподстанцияхмежсистемногоучета филиала

ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети». МВИ 4222-02-6450925977-2017.

Свидетельство об аттестации № 210 /RA.RU. 311290/2015/2017 от 18.05.2017 г.

Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистеме,

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого учёта

электрическойэнергии на подстанцияхмежсистемного учетафилиала

ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети»

ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2 S и 0,5 S

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока.Частныетребования.Часть23.Статическиесчетчикиреактивнойэнергии.

(IЕС 62053-23:2003, MOD)

Изготовитель

Филиал ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети»

(филиал ПАО «МРСК Волги» - «Самарские РС»)

ИНН 6450925977

Адрес: 443068, г. Самара, ул. Ново-Садовая, 106, корп.133

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Испытательный Центр «Энерготестконтроль»

(ООО «ИЦ «ЭТК»)

ИНН 7719586228

Юридический адрес: 105043, г. Москва, ул. Первомайская, д.35/18, стр.1

Почтовый адрес: 127083, г. Москва, ул. 8 марта, д.11, стр.12, корп.1

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и

испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)

Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134

Телефон: (846) 336-08-27

Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2017 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru