Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тобольск-Нефтехим" 3-я очередь
- ООО "Росэнергосервис", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:59441-14
- 05.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тобольск-Нефтехим" 3-я очередь
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2014 |
Дата протокола | Приказ 2071 п. 75 от 19.12.2014 |
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) ООО «Тобольск-Нефтехим» 3-я очередь (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 Р 52322-2005 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по 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) ПК «Энергосфера».
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 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 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 ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени GPS-приемник, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчи-
ков 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 ООО «Тобольск-Нефтехим» 3-я очередь используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 6.4, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера». _______Таблица - 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 «Энергосфера» | Модуль импорта - экспорта | expimp.exe | 6.4 | 9F2AA3085B85BEF 746ECD0401822716 6 | MD5 |
Модуль ручного ввода данных | HandInput.exe | 6.4 | 2F968830F6FF3A22 011471D867A07785 | ||
Модуль сервера опроса | PSO.exe | 6.4 | A121F27F261FF879 8132D82DCF76131 0 | ||
Модуль предотвращения сбоев | SrvWDT.exe | 6.4 | 76ЛБ9С9А4С0А805 50B1A1DFD71AED 151 | ||
Редактор расчетных схем | adcenter.exe | 6.4 | 79FA0D977EB187D E7BA26ABF2AB23 4E2 | ||
Модуль администрирования системы | AdmTool.exe | C1030218FB8CDEA 44A86F04AA15D72 79 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
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, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
ООО «Тобольск-Нефтехим» | ||||||||
1 | РП-207 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 2 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 47648; Зав. № 44148 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № ПТРК | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141484 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
2 | РП-207 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 19 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 68854; Зав. № 58586 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 564 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141572 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
3 | ЩСУ-412 0,66/0,4 кВ, ввод №1 0,4 кВ от ТП-208, яч. 3, ПР-1, А8 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1124137897 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,2 ±6,4 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
4 | ЩСУ-412 0,66/0,4 кВ, ввод №2 0,4 кВ от ТП-208, яч. 6, ПР-2, А6 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1124137736 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,2 ±6,4 |
5 | ЩУ-1 0,4 кВ производственная база, ввод 0,4 кВ от ТП-209, яч. 10, ПР-1 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 75/5 Зав. № 1005054; Зав. № 1006597; Зав. № 1003572 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141973 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
6 | Тепловой пункт №2, ЩУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ от ТП-403, ПР-6, гр. 4, ВЛ-0,4 кВ, оп. 7 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1124137855 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,2 ±6,4 |
7 | ТП-145 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. 3, ф. Станция ЭХЗ | - | - | СЭБ-1ТМ.02 Кл. т. 1,0 Зав. № 0209117370 | - | активная | ±1,1 | ±3,2 |
8 | ТП-Подсобное хозяйство 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод №1 0,4 кВ | Т-0,66 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 048836; Зав. № 048681; Зав. № 048728 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141863 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
9 | ТП-Подсобное хозяйство 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод №2 0,4 кВ | Т-0,66 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 048690; Зав. № 048680; Зав. № 048840 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141868 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
10 | ТП-501 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод №1 0,4 кВ от Т-1 | ТТИ-100 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № В49838; Зав. № В49840; Зав. № В49723 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141854 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
11 | ТП-501 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод №2 0,4 кВ от Т-2 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 3057988; Зав. № 3057975; Зав. № 3057981 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807140590 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
12 | ТП-801, ПР-«Тобос», ввод 0,4 кВ от ПР-3, авт. 1 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1124137903 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,2 ±6,4 |
13 | Отделение Б-7/3,4, ЩС-1, ввод 0,4 кВ от ПР-2 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1107140987 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,2 ±6,4 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
14 | РП-301 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 5 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 4444; Зав. № 4487 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 Зав. № 0001666; Зав. № 0001845; Зав. № 0001807 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807140530 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
15 | РП-301 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 6 | ТПЛ-10с Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 4564; Зав. № 4566 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 Зав. № 0002226; Зав. № 0002207; Зав. № 0002220 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807140672 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
16 | ТП-Восточная 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 001279; Зав. № 001285; Зав. № 001286 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141926 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
17 | ЦРП-4 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 28 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 52500; Зав. № 52450 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 Зав. № 1003220; Зав. № 1003219; Зав. № 1003264 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807140707 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
18 | ЦРП-4 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 13 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 5743; Зав. № 5768 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 Зав. № 1003144; Зав. № 1003263; Зав. № 1003121 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807140679 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
19 | ЩУ-1 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ от 1ПР, авт. №5 | ТТИ-А Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № А1463; Зав. № А1449; Зав. № А1464 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605120219 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
20 | ЩУ-2 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ от 2ПР, авт. №9 | ТТИ-А Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № А1456; Зав. № F0990; Зав. № F0993 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605120271 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
21 | Шкаф учета от ТП-Промпорт, РУ-0,4 кВ, пан. 2, гр. 3 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1107141044 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,2 ±6,4 |
22 | Шкаф учета от ТП-Промпорт, РУ-0,4 кВ, пан. 7, гр. 4 | - | - | СЭБ-1ТМ.02М.02 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1205140058 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,2 ±6,4 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
23 | РП-401 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 38 | ТПЛК-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 25; Зав. № 26 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № АВР | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803149227 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
24 | РП-401 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 10 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 4446; Зав. № 4353 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 Зав. № 987; Зав. № 963; Зав. № 1085 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141874 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
25 | Щитовая РБУ ООО «Огне-упорщик», ВРУ0,4 кВ, ввод 0,4 кВ от ТП-РБУ | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 002585; Зав. № 002595; Зав. № 002601 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807140548 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
26 | Шкаф учета ООО «Электролюкс», ВРУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ от ПР-6, гр. 11 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1107141051 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,2 ±6,4 |
27 | ТП-911 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, ввод Т-1 10 кВ | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № 6374; Зав. № 9907; Зав. № 9606 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 Зав. № 67; Зав. № 706; Зав. № 7641 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141473 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
28 | ТП-911 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, ввод Т-2 10 кВ | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № 9902; Зав. № 9605; Зав. № 9603 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 Зав. № 737; Зав. № 25; Зав. № 69 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141867 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
29 | РП-401 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 18 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 1567; Зав. № 1576 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 Зав. № 987; Зав. № 963; Зав. № 1085 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141589 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
30 | РП-401 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 20 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 787; Зав. № 1637 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № АВР | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141992 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
31 | ШР-1 ИП Реди-кульцев Е.А., ввод 0,4 кВ от ТП КПП, ф. 2 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1107140966 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,2 ±6,4 |
32 | ВРУ-0,4 кВ ООО «Татлесстрой», ввод №1 0,4 кВ от ТП-СРСУ, пан. 7, руб. 10 | Т-0,66 М Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 365852; Зав. № 365853; Зав. № 365855 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141896 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
33 | ВРУ-0,4 кВ ООО «Татлесстрой», ввод №2 0,4 кВ от ТП-СРСУ, пан. 2, руб. 1 | Т-0,66 М Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 365856; Зав. № 365849; Зав. № 365850 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141882 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
34 | ВРУ-0,4 кВ ГНС, ввод 0,4 кВ от ТП-АКЦ | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 001289; Зав. № 001290; Зав. № 001309 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807141840 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
35 | КТП-421 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. 3 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 1017195; Зав. № 1017191; Зав. № 1017441 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807140583 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
36 | РП-101 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. №7 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 50841; Зав. № 51095 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 Зав. № 991; Зав. № 767; Зав. № 765 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803147415 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
37 | РП-101 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. №10 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 51094; Зав. № 51111 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 Зав. № 994; Зав. № 990; Зав. № 3343 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803147542 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
38 | РП-207 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 21 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 00314; Зав. № 00315; Зав. № 00299 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № ПТРК | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803120712 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
39 | РП-207 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 22 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 00410; Зав. № 00592; Зав. № 00402 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № ПТРК | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807120268 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
40 | РП-207 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 23 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 00409; Зав. № 00401; Зав. № 00298 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 564 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810110687 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
41 | РП-207 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 24 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 00313; Зав. № 00403; Зав. № 00408 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 564 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810110638 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
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. 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 - (0,02 - 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 °C 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 СЭТ-4ТМ.02М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.20 от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭБ-1ТМ.02 от минус 40 °C до плюс 55 °C;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М.04 от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭБ-1ТМ.02М.02 от минус 40 °C до плюс 70 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01 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 ООО «Тобольск-Нефтехим» 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.02М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.20 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭБ-1ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М.04 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭБ-1ТМ.02М.02 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного 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) ООО «Тобольск-Нефтехим» 3-я очередь 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 | № Г осреестра | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 4 |
Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 47959-11 | 3 |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 22656-07 | 6 |
Трансформатор тока | ТТИ-100 | 28139-12 | 3 |
Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 47957-11 | 6 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 22192-07 | 8 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10с | 29390-10 | 2 |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 51516-12 | 9 |
Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 15128-07 | 14 |
Трансформатор тока | ТТИ-А | 28139-07 | 6 |
Трансформатор тока | ТПЛК-10 | 2306-07 | 2 |
Трансформатор тока | Т-0,66 М | 50733-12 | 6 |
Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 12 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66У3 | 831-69 | 3 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3344-08 | 15 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 46738-11 | 12 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.03 | 36697-12 | 12 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | 46634-11 | 8 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.11 | 36697-12 | 11 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭБ-1ТМ.02 | 32621-06 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 36355-07 | 2 |
1 | 2 | 3 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭБ-1ТМ.02М.02 | 47041-11 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 6 |
Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 59441-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тобольск-Нефтехим» 3-я очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014 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 СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.20 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- счетчиков СЭБ-1ТМ.02 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.02. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.142РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «11» сентября 2006 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.04 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- счетчиков СЭБ-1ТМ.02М.02 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.174РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «07» июня 2011 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 ООО «Тобольск-Нефтехим» 3-я очередь, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.