Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Омский Каучук". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Омский Каучук"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 689 п. 01 от 27.08.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 47896
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Омский Каучук" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-1.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) "Пирамида 2000".

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.

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 значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД (по ИК 28, 29, 45, 46 на верхний уровень), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более 0,5 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

В АИИС КУЭ ОАО "Омский Каучук" используется ПО "Пирамида 2000" версии 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "Пирамида 2000" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "Пирамида 2000".

Таблица 1 -

Метрологические значимые модули ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156

a0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613

28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055

bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иден-тификаци-онный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3

215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

№ п/п

Наименование

объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ГПП-1

1

ГПП-1 ввод Т-I ИК №1

ТШЛП-10УТ3 Кл. т. 0,5S 3000/5 Зав. № 0034; Зав. № 0064

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 862

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067170

СИКОН С70 Зав. № 06514

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

2

ГПП-1 ввод Т-II ИК №2

ТШЛП-10УТ3 Кл. т. 0,5S 3000/5 Зав. № 0047; Зав. № 0045

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2822

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067198

СИКОН С70 Зав. № 06514

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

3

ГПП-1, ЗРУ-6кВ, яч.17 ИК №3

ТПОЛ-10-У2 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 20922; Зав. № 20989; Зав. № 20935

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1556

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802110215

СИКОН С70 Зав. № 06514

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4 ±5 ,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ГПП-1, ЗРУ-6кВ, яч.30 ИК №4

ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 20931; Зав. № 20921; Зав. № 20934

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2932

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802110469

СИКОН С70 Зав. № 06514

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,7

5

ГПП-1, ЗРУ-6кВ, яч.31 ИК №5

ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № 20920; Зав. № 20923; Зав. № 20932

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2921

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802112550

СИКОН С70 Зав. № 06514

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4 ±5 ,7

6

ГПП-1, ЗРУ-6кВ, яч.28 ИК №6

ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № инв 7; Зав. № инв 8; Зав. № инв 9

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2932

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805126440

СИКОН С70 Зав. № 06514

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

7

ГПП-1, ЗРУ-6кВ, яч.9 ИК №7

ТПОЛ-10-У3 Кл. т. 0,5S 800/5 Зав. № инв 10; Зав. № инв 11; Зав. № инв 12

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1556

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805126426

СИКОН С70 Зав. № 06514

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

ГПП-2

8

ГПП-2 ввод 2В-1 6кВ Т1, яч.27 ЗРУ-6кВ ИК №8

ТШЛП-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 0074; Зав. № 0078

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6768

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108064135

СИКОН С70 Зав. № 01290

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

ГПП-2 ввод 3В-1 6кВ Т1, яч.16 ЗРУ-6кВ ИК №9

ТШЛП-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 0080; Зав. № 0081

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1375

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108068184

СИКОН С70 Зав. № 01290

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

10

ГПП-2 ввод 2В-II 6кВ Т2, яч.53 ЗРУ-6кВ ИК №10

ТШЛП-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 0079; Зав. № 0070

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 8179

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812113470

СИКОН С70 Зав. № 01290

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

11

ГПП-2 ввод 3В-II 6кВ Т2, яч.42 ЗРУ-6кВ ИК №11

ТШЛП-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 0069; Зав. № 0082

НТМИ 6-66У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 325

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0801120899

СИКОН С70 Зав. № 01290

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

ТП-62

12

ТП-62 РУ-6кВ яч.1а ИК №12

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 14467; Зав. № 7153

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1797

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067191

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

13

ТП-62 РУ-6кВ яч.20 ИК №13

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 12252; Зав. № 46286

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1793

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067211

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3 ±5 ,2

14

ТП-62 РУ-6кВ яч.7 ИК №14

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 60358; Зав. № 1890

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1797

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067183

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

ТП-62 РУ-6кВ яч.14 ИК №15

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 36274; Зав. № 36251

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1793

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067225

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

16

ТП-62 РУ-6кВ яч.1 ИК №16

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 2121; Зав. № 15764

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1797

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067184

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

17

ТП-62 РУ-6кВ яч.16 ИК №17

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 36205; Зав. № 36250

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1793

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067141

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3 ±5 ,2

18

ТП-62 РУ-6кВ яч.4 ИК №18

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 31690; Зав. № 76906

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1797

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109068030

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

19

ТП-62 РУ-6кВ яч.6 ИК №19

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 35669; Зав. № 36235

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1797

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067150

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

20

ТП-62 РУ-6кВ яч.19 ИК №20

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 36276; Зав. № 36673

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1793

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109068196

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3 ±5 ,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

21

ТП-62 РУ-6кВ яч. 5 ИК №21

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 9417; Зав. № 9502

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1797

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 08060716

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

22

ТП-62 РУ-6кВ яч. 23 ИК №22

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 1604; Зав. № 1602

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1793

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807090283

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,7

23

ТП-62 РУ-6кВ яч. 18 ИК №23

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 36694; Зав. № 3351

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1793

ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0312075204

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3 ±5 ,2

24

ТП-62 РУ-6кВ яч. 21 ИК №24

ТПЛ-10М Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 3340; Зав. № 2398; Зав. № 3341

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1793

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0112061140

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

25

ТП-62 РУ-6кВ, яч.1в ИК №25

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 687; Зав. № 658; Зав. № 656

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1797

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802110531

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

26

ТП-62 РУ-6кВ, яч.15 ИК №26

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 685; Зав. № 655; Зав. № 608

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1793

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802110547

СИКОН С70 Зав. № 01318

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

ТП-39

27

ТП-39 РУ-0,4кВ яч. 9 ИК №27

Т-0,66 Кл. т. 0,5 75/5 Зав. № инв. 1; Зав. № инв. 2; Зав. № инв. 3

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0103064006

СИКОН С70 Зав. № 01290

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,1

ТП-32

28

ТП-32 РУ-0,4кВ яч.1 ИК №28

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 2058573; Зав. № 2057740 ; Зав. № 2058626

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 3050749

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2 ±5 ,1

29

ТП-32 РУ-0,4кВ яч.27 ИК №29

Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № инв. 4; Зав. № инв. 5; Зав. № инв. 6

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 4050531

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2 ±5 ,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РП-1

30

РП-1 Цеха 41 ООО "СТОА №11"

ИК №30

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 50/5

Зав. № 2062655; Зав. № 2062705; Зав. № 2062652

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 05050755

СИКОН С70 Зав. № 01290

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,1

ТП-27

31

ТП-27, РУ-6 кВ, яч.21 ИК №31

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 13569; Зав. № 13571

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 11112

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067115

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

32

ТП-27, РУ-6 кВ, яч.40 ИК №32

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 12276; Зав. № 12280

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9155

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067120

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3 ±5 ,2

33

ТП-27, РУ-6 кВ, яч.22 ИК №33

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 13726; Зав. № 13729

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 10993

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067199

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

34

ТП-27, РУ-6 кВ, яч.7 ИК №34

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 85619; Зав. № 1710

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 11112

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807113423

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП-27, РУ-6 кВ,

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 10993

СЭТ-4ТМ.03М

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

±1,1

±3,0

35

яч.8

150/5

Кл. т. 0,2S/0,5

ИК №35

Зав. № 34725; Зав. № 74476

Зав. № 0805126740

реактивная

±2,7

±4,7

36

ТП-27, РУ-6 кВ, яч.39

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9155

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

±1,1

±3,0

ИК №36

Зав. № 68307; Зав. № 62623

Зав. № 0805126665

реактивная

±2,7

±4,7

ТП-3

ТП-3, РУ-6 кВ,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3898

СЭТ-4ТМ.03.01

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

±1,2

±3,3

37

яч.9

800/5

Кл. т. 0,5S/1,0

ИК №37

Зав. № 13730; Зав. № 13734

Зав. № 0109068138

реактивная

±2,8

±5 ,2

ТП-3, РУ-6 кВ,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 863

СЭТ-4ТМ.03.01

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

±1,2

±3,3

38

яч.28

800/5

Кл. т. 0,5S/1,0

ИК №38

Зав. № 13566; Зав. № 13565

Зав. № 0109067204

реактивная

±2,8

±5,2

ТП-3, РУ-6 кВ,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 425

СЭТ-4ТМ.03.01

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

±1,2

±3,3

39

яч.14

800/5

Кл. т. 0,5S/1,0

ИК №39

Зав. № 13732; Зав. № 13733

Зав. № 0109067148

реактивная

±2,8

±5 ,2

ТП-17

ТП-17, РУ-6 кВ,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 11204

СЭТ-4ТМ.03.01

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

±1,2

±3,3

40

яч.25

800/5

Кл. т. 0,5S/1,0

ИК №40

Зав. № 13731; Зав. № 13534

Зав. № 0109067205

реактивная

±2,8

±5 ,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

41

ТП-17, РУ-6 кВ, яч.45 ИК №41

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 13653; Зав. № 13728

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6640

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067129

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

42

ТП-17, РУ-6 кВ, яч.26 ИК №42

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 12279; Зав. № 12840

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 10942

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109068111

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

ТП-18

43

ТП-18, РУ-6 кВ, яч.13 ИК №43

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 13568; Зав. № 13564

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 11203

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109067106

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3 ±5 ,2

44

ТП-18, РУ-6 кВ, яч.2 ИК №44

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 800/5 Зав. № 13535; Зав. № 13727

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4519

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109066208

СИКОН С70 Зав. № 01730

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

ТП-41

45

ТП-41, РУ- 6 кВ, яч.27 ИК №45

ТОЛ-10-1-1 У2 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 51821; Зав. № 51709

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 1002920; Зав. № 1002921; Зав. № 1002917

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802110938

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3 ±5 ,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

46

ТП-41, РУ- 6 кВ, яч.30 ИК №46

ТОЛ-10-1-1 У2 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 51771; Зав. № 51772

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 1002653; Зав. № 1002642; Зав. № 1002641

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802110337

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,7

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 -е- 1,02) Ином; ток (1 -е- 1,2) 1ном, частота - (50 ±

0,15) Гц; coscp = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 1,1) Uhi; диапазон

силы первичного тока - (0,02 1,2) Ihi; коэффициент мощности cos(p(sin(p) 0,5

1.0    (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 1,1) Инг; диапазон

силы вторичного тока - (0,02 1,2) 1нг; коэффициент мощности coscp(sin(p) - 0,5

1.0    (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 °С до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 °С до плюс 55 °С;

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 от минус 40 °С до плюс 60 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 2603583, ГОСТ 52425-2005;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО "Омский Каучук" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

Лист № 16 Всего листов 19

-    УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 часа;

-    УСВ-1 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Лист № 17 Всего листов 19

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Омский Каучук" типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТШЛП-10УТ3

19198-05

4

Трансформатор тока

ТПОЛ-10-У2

1261а-08

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-10-У3

1261-08

12

Трансформатор тока

ТШЛП-10

19198-05

8

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

8

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2363-68

14

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

№1261-08

32

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2363-68

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10М

22192-03

3

Трансформатор тока

Т-0,66

22656-07

6

Трансформатор тока

ТОП-0,66

15174-06

6

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

2

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-1 У2

15128-07

4

Трансформатор напряжения

НТМИ 6-66У3

2611-70

9

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

16687-02

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

11

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6 У2

23544-07

6

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03.01

27524-04

25

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-08

8

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

7

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.02.2

20175-01

1

Счётчик электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05

27779-04

1

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03.09

27524-04

4

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-05

4

Программное обеспечение

"Пирамида 2000"

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 51010-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Омский Каучук". Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

•    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

•    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

•    СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛПП.411151.124 РЭ1;

•    СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

•    СЭТ-4ТМ.02 - по документу ИЛГШ.411152.087 РЭ1;

•    ПСЧ-4ТМ.05 - по документу ИЛГШ.411152.126 РЭ1;

•    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

•    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "Омский Каучук".

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ 26035-83. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Лист № 19 Всего листов 19

Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО "Омский Каучук".

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание