Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА"
- ООО "Росэнергосервис", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:56253-14
- 27.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2014 |
Дата протокола | Приказ 43 п. 06 от 24.01.2014 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, 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 Р 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-й 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) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление 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 , на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и вре-
мени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА» используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 11, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 | - Метрологические значимые модули ПО | ||||
Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» | программа-планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | v.11.04.01 | 582b756b2098a 6dabbe52eae57 e3e239 | MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | amrc.exe | b3bf6e3e5100c 068b9647d2f9b fde8dd | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | 764bbe1ed8785 1a0154dba8844 f3bb6b | |||
драйвер работы с БД | cdbora2.dll | 7dfc3b73d1d1f 209cc4727c965 a92f3b | |||
библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-ЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 4459510.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-ЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
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.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | По-грешнос ть в рабочих услови- | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ях9 % |
ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА» | ||||||||
1 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.62 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 7742; Зав. № 8370; Зав. № 4097 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № СВПА | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305074218 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
2 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.36 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 7776; Зав. № 7778; Зав. № 2872 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1287 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073089 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
3 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.55 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 7805; Зав. № 8342; Зав. № 8345 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305074132 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
4 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.5 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 8096; Зав. № 4098; Зав. № 612 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073126 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
5 | ПС 110/10/6 кВ ТПА ТСН-1 п.49 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 45482; Зав. № 42539; Зав. № 42357 | - | ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305074181 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,1 |
6 | ПС 110/10/6 кВ ТПА ТСН-2 п.51 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 042513; Зав. № 042185; Зав. № 175512 | - | ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305072185 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,1 |
7 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.4 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 08219; Зав. № 08218 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073115 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
8 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.8 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 93209; Зав. № 93239 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073060 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
9 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.11 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 08675; Зав. № 55636 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612112383 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
10 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.13 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 73935; Зав. № 73887 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073144 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
11 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.33 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 50058; Зав. № 50028 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305072235 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
12 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.61 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 86132; Зав. № 20030 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073112 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
13 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.23 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 78778; Зав. № 10607 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073099 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
14 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.35 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 45734; Зав. № 49713 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305072231 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
15 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.15 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 27661; Зав. № 24400 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0318088551 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
16 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.14 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 57024; Зав. № 55610 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176 | ПСЧ-4ТМ.05.08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0311071969 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
17 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.59 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 82434; Зав. № 12136 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073118 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
18 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.29 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 14862; Зав. № 09477 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073108 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
19 | 2РП 6кВ ОАО ПТПА яч.17 ЗАО ПКТБК | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 94881; Зав. № 94853 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9284 | ПСЧ-4ТМ.05.08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0301080055 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
20 | 2РП 6кВ ОАО ПТПА яч.22 ЗАО ПКТБК | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 56245; Зав. № 57637 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9284 | ПСЧ-4ТМ.05.08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0304082113 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
21 | 6ТП РУ-0,4кВ атв.№7 | ТТИ Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 39463; Зав. № 39468; Зав. № 39477 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.10 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612100365 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
22 | 1 РП 10кВ яч.10 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 8117; Зав. № 8021 | ЗНОЛП Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Зав. № 19166; Зав. № 19159; Зав. № 19170 | ПСЧ-4ТМ.05.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0318088007 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
23 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 58 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 23083; Зав. № 28070 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № СВПА | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136223 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
24 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 56 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 28713; Зав. № 16440 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № СВПА | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136183 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
25 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 52 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 78199; Зав. № 14396 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № СВПА | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136237 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
26 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 42 ПГВ110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 1325; Зав. № 1612 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1287 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136009 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
27 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 44 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 4604; Зав. № 4505 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1287 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809135994 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
28 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 46 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 65412; Зав. № 65413 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1287 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136017 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
29 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 30 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 51935; Зав. № 52354 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1287 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136153 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
30 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 54 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 21289; Зав. № 21275 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № СВПА | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809135033 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
31 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 6 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 10011; Зав. № 13828 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809130113 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
32 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 31 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 35355; Зав. № 60067 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136003 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
33 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 2 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 93483; Зав. № 93763 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136274 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
34 | 7РП-10кВ ОАО ПТПА яч. 4 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 3623; Зав. № 2390 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1593 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809135974 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
35 | 7РП-10кВ ОАО ПТПА яч.11 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 4272; Зав. № 18090 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1452 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136072 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
36 | ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 28 8ТП-6кВ ОАО ПТПА | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 13648; Зав. № 78182 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1287 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809135143 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
37 | 7РП-10кВ ОАО ПТПА яч.2 44ТП-10кВ ОАО ПТПА | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 7335; Зав. № 7504 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1593 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809130093 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
38 | 21ТП-6кВ РУ-0,4кВ ООО «ЛМЗ «Маш-Сталь» Резервное питание ПГВ 110/6-10 кВ ОАО «ПТПА» | Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 00140; Зав. № 00032; Зав. № 00160 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810100305 | - | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,6 |
39 | 52ТП-10кВ РУ-0,4кВ авт. №6 ООО «ЛМЗ «МашСталь» КПП Северные ворота ОАО «ПТПА» | ТТЭ А Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 2443; Зав. № 2444; Зав. № 2442 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810100332 | - | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,6 |
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 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- 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) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 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) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл;
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Пензтяжпромарматура» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 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;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА» 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 | ТПШЛ-10 | 1423-60 | 12 |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 22656-07 | 6 |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 36382-07 | 3 |
Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 1856-63 | 40 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 8 |
Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2363-68 | 2 |
Трансформатор тока | ТТИ | 28139-12 | 3 |
Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 7069-02 | 6 |
Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2473-05 | 2 |
Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 47959-11 | 2 |
Трансформатор тока | ТТЭ А | 32501-08 | 3 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 3 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 831-69 | 4 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-10 | 23544-02 | 3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05.12 | 27779-04 | 15 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05.16 | 27779-04 | 2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.12 | 36355-07 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05.08 | 27779-04 | 3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.10 | 36355-07 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 15 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 36697-12 | 2 |
Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 56253-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПЕНЗТЯЖПРО-МАРМАТУРА». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИ-ИМС» в декабре 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
• трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
• трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
• по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по документу ИЛГШ.411152.126 РЭ1 Методика поверки, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2005 г.;
• счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика поверки, согласованному с с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
• 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;
• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
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 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 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.
Рекомендации к применению
- при осуществление торговли и товарообменных операций.