Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод имени В.А. Дегтярева". Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Владимир г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод имени В.А. Дегтярева"
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод имени В.А. Дегтярева"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Завод имени В.А. Дегтярева"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 3

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод имени В.А. Дегтярева» (далее по тексту - 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, состоит из 43 измерительных каналов (ИК).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ОАО «Завод имени В.А. Дегтярева», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (УСВ) и программное обеспечение «Пирамида 2000» (ПО), АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка.

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 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 значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер БД ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС», филиалов АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 30.01/2014, в состав которого входят модули, 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 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационные наименования модулей ПО

CalcClients.dll

CalcLeakage.dll

CalcLosses.dll

Metrology.dll

ParseBin.dll

ParseIEC.dll

ParseModbus.dll

ParsePiramida.dll

SynchroNSI.dll

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 30.01/2014

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

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

ИКр

е

ме

о

К

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСВ

Г раницы основной погрешности, (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях,

(±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110 кВ «Ковров», РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.605

ТПОФ-10

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53, Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

2

ПС 110 кВ «Ковров», РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.607

ТПОФ-10

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53, Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

3

ПС 110 кВ «Ковров», РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.608

ТПОФ-10

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53, Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ПС 110 кВ «Ковров», РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.613

ТПОФ-10

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53, Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

5

ПС 110 кВ «Ковров», РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.616

ТПОФ-10

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 518-50 Зав. № 25636; Зав. № 25637

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53, Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

6

ПС 110 кВ «Ковров», РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.617

ТПОФ-10

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53, Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

7

ПС 110 кВ «Ковров», РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.621

ТПОФ-10

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53, Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

8

ПС 110 кВ «Ковров», РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.622

ТПОЛ-10-3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 1000/5 Рег. № 1261-08

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53, Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

ПС 110 кВ «Ковров», РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф.623

ТП0Ф-10

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 1000/5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53, Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

10

РУ-6 кВ, 3с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.673

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

УСВ-3

активная

±1,1

±3,0

11

РУ-6 кВ, 3с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.671

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Рег. № 64242-16

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

12

РУ-6 кВ, 3с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.670

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

13

РУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.680

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

14

РУ-6 кВ, 3с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.6107

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

15

РУ-6 кВ, 3с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.697

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

УСВ-3

активная

±1,1

±3,0

16

РУ-6 кВ, 3с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.696

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Рег. № 64242-16

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

17

РУ-6 кВ, 3с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.695

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

18

ПС 110 кВ «Восточная», РУ-6 кВ, 4с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.692

ТЛК-СТ-10 Кл. т. 0,5S

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

±1,1

±3,0

Коэфф. тр 600/5 Рег. № 58720-14

Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

реактивная

±2,7

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

19

РУ-6 кВ, 4с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.690

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

20

РУ-6 кВ, 4с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.689

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

УСВ-3

активная

±1,1

±3,0

21

РУ-6 кВ, 4с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.6102

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Рег. № 64242-16

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

22

РУ-6 кВ, 4с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.6108

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

23

РУ-6 кВ, 4с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.6109

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

24

РУ-6 кВ, 4с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.6110

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

25

РУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.682

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М

УСВ-3

активная

±1,1

±3,0

26

РУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.683

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Рег. № 64242-16

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

27

РУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.684

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 110 кВ «Восточная»,

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 1000/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

28

РУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.6104

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,7

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 300/5 Рег. № 1261-08

ЗНОЛП-10 У2

29

РУ-25 10 кВ, I аш 10 кВ, яч.3 (ввод ф.1055)

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 10000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

ПСЧ-4ТМ.05МК .12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

РУ-23 10 кВ, I

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МК .12

активная

±1,2

±3,3

30

аш 10 кВ, яч.3 (ввод ф.1056)

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

реактивная

±2,8

±5,7

РУ-23 10 кВ, II

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МК .12

активная

±1,2

±3,3

31

аш 10 кВ, яч.12 (ввод ф.1056)

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

реактивная

±2,8

±5,7

РУ-22 10 кВ, I

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МК .12

УСВ-3

активная

±1,2

±3,3

32

аш 10 кВ, яч.1 (ввод ф.1057)

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

Рег. № 64242-16

реактивная

±2,8

±5,7

РУ-23 10 кВ, I

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МК .12

активная

±1,2

±3,3

33

аш 10 кВ, яч.1 (ввод ф.1058)

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

реактивная

±2,8

±5,7

РУ-23 10 кВ, II

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МК .12

активная

±1,2

±3,3

34

c.ш 10 кВ, яч.11 (ввод ф.1062)

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

реактивная

±2,8

±5,7

ПС 35 кВ

ТОЛ-35 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр 50/5 Рег. № 21256-03

ЗНОМ-35-65

35

«Северная», ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ-35 кВ «Северная-1»

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 35000:V3/100:V3 Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

36

ПС 35 кВ «Северная», ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ-35 кВ «Северная-2»

ТОЛ-35 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр 50/5 Рег. № 21256-03

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 35000:V3/100:V3 Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

37

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, яч.№9

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

38

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, яч.10

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 75/5 Рег. № 15128-96

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

39

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, яч.11

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 100/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

40

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, яч.12

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 100/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

41

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, яч.№26

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

42

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, яч.1

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 100/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

43

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, яч.7

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 100/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

44

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 1с.ш. 6 кВ, яч.№14

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 200/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

45

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, яч.№21

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 100/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

46

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, яч.№23

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 100/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

47

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, яч.№25

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 100/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

48

ПС 35 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 2с.ш. 6 кВ, яч.№28

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 200/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

49

ПС 110 кВ «Восточная», РУ-6 кВ, 3с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.693

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

50

ПС 110 кВ «Восточная», РУ-6 кВ, 4с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ ф.6111

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01

УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,6

Примечания:

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

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

3    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, I=0,02 (0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 50 от 0 до плюс 40 °C.

4    В Таблице 2 и далее по тексту приняты следующие сокращения (обозначения): Кл. т. - класс точности, Коэфф. тр. - коэффициент трансформации, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

5    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 2 метрологических характеристик.

6    Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.

7    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

48

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М

220000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02.2-13

90000

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.12

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сут, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

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.

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, параметрировании:

-    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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

1

2

4

ТТ

ТП0Ф-10

17

ТТ

ТП0Л-10-3

2

ТТ

ТП0Л-10

44

ТТ

ТЛК-СТ-10

2

ТТ

ТП0Л-10

2

ТТ

ТПЛ-10

14

ТТ

ТОЛ-35

6

ТТ

Т0Л-10-1

2

ТТ

ТПЛМ-10

14

ТН

НТМИ-6

3

ТН

НТМИ-6

1

ТН

НТМИ-6-66У3

2

ТН

ЗНОЛП-10 У2

3

ТН

НТМИ-10-66У3

3

ТН

ЗНОМ-35-65

6

ТН

НТМИ-6-66

2

1

2

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

42

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02.2-13

2

УСВ

УСВ-3

1

ПО

«Пирамида 2000»

1

Методика поверки

МП 041-2018

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.538 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 041-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод имени В. А. Дегтярева». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 06.08.2018 г.

Основные средства поверки:

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

-    ТН - 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 без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ»

21.03.2011 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2-13 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

-    устройство синхронизации времени УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

-    термогигрометр CENTER (мод.315): 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 %, Рег. № 22129-09.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод имени В.А. Дегтярева», аттестованным ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод имени В.А. Дегтярева»

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

Развернуть полное описание