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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Нижнекамскнефтехим"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Нижнекамскнефтехим» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

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 (далее - 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 (далее - счетчики) по 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 (далее - ИВК), включающий в себя сервер базы данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ на базе промышленного компьютера Hewleet-Pacckard DL360, устройство синхронизации времени (далее - УСВ), каналообразующую аппаратуру, сервер резервного копирования фирмы DELL PoweEdge R200, конвертеры интерфейсов DMC-920T; конвертеров интерфейсов Moxa Nport 5232I, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    измерение активной и реактивной электроэнергии нарастающим итогом;

-    периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени показаний счетчиков электрической энергии;

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача результатов измерений в организации-участники оптового и розничного рынков электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурировние и настройка парамеров АИИС КУЭ;

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

-    формирование и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);

-    передача журналов событий счетчиков.

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 минут.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков, подключенных к одноканальной проводной кодовой линии связи RS-485, через конвертер интерфейсов Moxa Nport 5150 идет на конвертер DMC-920T, далее через каналообразующую аппаратуру передается в сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача информации на АРМ ПАО «Нижнекамскнефтехим» и в организации-участники оптового рынка электроэнергии.

АИИС КУЭ получает данные в xml-формате посредством информационного обмена по электронной почте от серверов системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16» (Рег. № 45275-10), системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ТГК-16» (Рег. № 64781-16), системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» НкЭС ПС 220 кВ «Бегишево» (Рег. № 64716-16), системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС ПС 220 кВ Нижнекамская, ПС 220 кВ Заводская (Рег. № 64850-16). Полученные данные импортируются в БД АИИС КУЭ.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от центрального сервера БД по выделенному каналу через сеть Интернет.

Передача информации от АИИС КУЭ в ПАК АО «АТС» с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ, а также в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Сервер БД АИИС КУЭ периодически (1 раз в час) сравнивает свое системное время с временем УСВ, синхронизация осуществляется не зависимо от величины расхождения показаний часов сервера и УСВ. Сличение показаний часов счетчиков и ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и ИВК более чем на ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени от источника точного времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сут.

В качестве резервного эталонного источника календарного времени используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии 8.0, в состав которого входят модули, 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 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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.

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

о,

е

м

о

К

Наименование ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ГПП-1 (11

10/6 кВ)

1

ГПП-1 (110/6 кВ), РУ-6 кВ, 2 с.ш. яч. 11

JPZ10-2T Кл. т. 0,5 400/5

UZ6T-1 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

2

ГПП-1 (110/6 кВ), РУ-6 кВ, 3 с.ш. яч. 43

JPZ10-2T Кл. т. 0,5 400/5

UZ6T-1 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ГПП-5 (11

10/6 кВ)

3

ГПП-5 (110/6 кВ), РУ-6 кВ, 4 с.ш. яч. 32

АВК-10 Кл. т. 0,5 300/5

Ш10-1Т Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ГПП-6 (11

10/6 кВ)

4

ГПП-6 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 6 с.ш. яч. 55

Т0Л-10 Кл. т. 0,5 400/5

Ш10-1Т Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

5

ГПП-6 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 7с.ш. яч. 85

Т0Л-10 Кл. т. 0,5 400/5

Ш10-1Т Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ГПП-7 (11

10/6 кВ)

6

ГПП-7 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 1с.ш. яч. 8

АВК-10 Кл. т. 0,5 400/5

VSK I-10b

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

ГПП-7 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 4 с.ш. яч. 40

АВК-10 Кл. т. 0,5 400/5

VSK I-10b Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

8

ГПП-7 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 4 с.ш. яч. 44

АВК-10 Кл. т. 0,5 400/5

VSK I-10b

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

9

ГПП-7 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 5 с.ш. яч. 54

АВК-10 Кл. т. 0,5 150/5

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

10

ГПП-7 (110/6 кВ) РУ-6кВ 8с.ш. яч. 92

АВК-10 Кл. т. 0,5 200/5

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

11

ГПП-7 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 8 с.ш. яч. 94

АВК-10 Кл. т. 0,5 400/5

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ГПП-9 (11

10/6 кВ)

12

ГПП-9 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 1 с.ш. яч. 4

JPZ10-2T Кл. т. 0,5 400/5

UZ10-1T Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

13

ГПП-9 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 1 с.ш. яч. 8

АВК-10 Кл. т. 0,5 400/5

UZ10-1T Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

14

ГПП-9 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 3 с.ш. яч. 27

АВК-10 Кл. т. 0,5 400/5

UZ10-1T Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

15

ГПП-9 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 1 с.ш. яч. 18

JPZ10-2T Кл. т. 0,5 1500/5

UZ10-1T Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

16

ГПП-9 (110/6 кВ) РУ-6 кВ 3 с.ш. яч. 39

JPZ10-2T Кл. т. 0,5 1500/5

UZ10-1T Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РП-49 (6 кВ)

17

РП-49 (6 кВ) РУ-6 кВ 2 с.ш. яч. 8

АВ12-МА Кл. т. 0,5 200/5

4MR12 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

18

РП-49 (6 кВ) РУ-6 кВ 1 с.ш. яч. 5

АВ12-МА Кл. т. 0,5 200/5

4MR12 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

19

РП-49 (6 кВ) РУ-6 кВ 2 с.ш. яч. 6

АВ12-МА Кл. т. 0,5 200/5

4MR12 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

20

РП-49 (6 кВ) РУ-6 кВ 1 с.ш. яч. 13

АВ12-МА Кл. т. 0,5 200/5

4MR12 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

РП-9 (6 кВ)

21

РП-9 (6 кВ) РУ-6 кВ 1 с.ш. яч. 12

АВК-10 Кл. т. 0,5 200/5

UZ6T-1 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

22

РП-9 (6 кВ) РУ-6 кВ 2 с.ш. яч. 13

АВК-10 Кл. т. 0,5 200/5

UZ6T-1 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

РП 38/1 (6 кВ)

23

РП 38/1 (6 кВ) РУ-6 кВ 2 с.ш. яч. 26

АВК-10 Кл. т. 0,5 200/5

VSK I-10b

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

24

РП-38/1 (6 кВ) РУ-6 кВ 2 с.ш. яч. 25

ТОЛ-СЭЩ-10-11 Кл. т. 0,2S 200/5

VSK I-10b

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

25

РП 38/1 (6 кВ) РУ-6 кВ 1 с.ш. яч. 3

АВК-10 Кл. т. 0,5 200/5

VSK I-10b

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ГПП-1 (Этилен-1,2) (110/6 кВ)

26

ГПП-1 (Этилен-1,2) (110/6 кВ) РУ-6 кВ 2 с.ш. яч 16

JPZ10-2TА Кл. т. 0,5 400/5

Ш10-1Т Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

27

ГПП-1 (Этилен-1,2) (110/6 кВ) РУ-6кВ 4 с.ш. яч. 36

JPZ10-2T Кл. т. 0,5 400/5

VSK 10b Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Ш10-1Т Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ГПП-2 (Этилен 1,2) (110/6 кВ)

28

ГПП-2 (Этилен 1,2) (110/6 кВ) РУ-6 кВ 5 с.ш. яч. 117

АЕК-10 Кл. т. 0,5 1500/5

VSK 10b Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

29

ГПП-2 (Этилен 1,2) (110/6 кВ) РУ-6 кВ 6 с.ш. яч. 112

АВК-10 Кл. т. 0,5 300/5

VSK 10b Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Ш10-1Т Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

30

ГПП-2 (Этилен 1,2) (110/6 кВ) РУ-6 кВ 8 с.ш. яч. 136

АВК-10 Кл. т. 0,5 300/5

VSK 10b Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ГПП-3 (ПАВ-1,2) (110/6 кВ)

31

ГПП-3 (ПАВ-1,2) (110/6 кВ) РУ-6 кВ 5 с.ш. яч. 104

JPZ10-2TА Кл. т. 0,5 400/5

VSK 10b Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

32

ГПП-3 (ПАВ-1,2) (110/6 кВ) РУ-6 кВ 6 с.ш. яч. 115

ТОЛ-10 УХЛ 2.1 Кл. т. 0,5S 600/5

VSK 10b Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

33

ГПП-3 (ПАВ-1,2) (110/6 кВ) РУ-6 кВ 7 с.ш. яч. 129

ТОЛ-10 УХЛ 2.1 Кл. т. 0,5S 600/5

VSK 10b Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

34

ГПП-3 (ПАВ-1,2) (110/6 кВ) РУ-6 кВ 8 с.ш. яч. 134

JPZ10-2TА Кл. т. 0,5 400/5

VSK 10b Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

РП-5 (6 кВ)

35

РП-5 (6 кВ) РУ-6 кВ 1 с.ш. яч. 3

АВК-10 Кл. т. 0,5 300/5

VSK I-10b

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

36

РП-5 (6 кВ) РУ-6 кВ 2 с.ш. яч. 22

АВК-10 Кл. т. 0,5 300/5

VSK I-10b

Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ПС «Очистные сооружения» (110/6 кВ)

37

ПС «Очистные сооружения» (110/6 кВ), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. яч. 3

4MD-12ZEK Кл. т. 0,5S 1500/5

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

38

ПС «Очистные сооружения» (110/6 кВ), вывод 0,4 кВ ТСН-1

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 50/5

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

39

ПС «Очистные сооружения» (110/6 кВ), ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. яч. 19

4MD-12ZEK Кл. т. 0,5S 1500/5

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ПС «Очистные

ТОП-0,66

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,3

40

сооружения» (110/6 кВ),

Кл. т. 0,5S

-

-

вывод 0,4 кВ ТСН-2

50/5

реактивная

±2,4

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

41

ПС «Очистные сооружения» (110/6 кВ), ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. яч. 22

4MD12 Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

42

ПС «Очистные сооружения» (110/6 кВ), ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. яч. 20

4MD12 Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

43

ПС «Очистные сооружения» (110/6 кВ), ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. яч. 9

4MD12 Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

ПС «I Водоподъем» (110/10 кВ)

44

ПС «I Водоподъем» (110/10 кВ), ЗРУ-10 кВ,

1 с.ш. яч. 3

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S

НАЛИ-СЭЩ Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±2,3

600/5

10000/100

реактивная

±2,1

±4,2

45

ПС «I Водоподъем» (110/10 кВ), вывод 0,4 кВ ТСН-1

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 75/5

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

46

ПС «I Водоподъем» (110/10 кВ), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. яч. 27

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 600/5

НАЛИ-СЭЩ Кл. т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

47

ПС «I Водоподъем» (110/10 кВ), вывод 0,4 кВ ТСН-2

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 75/5

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

48

ПС «I Водоподъем» (110/10 кВ), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. яч. 8

ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 150/5

НАЛИ-СЭЩ Кл. т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС «II Водоподъем» (110/10 кВ)

49

ПС «II Водоподъем» (110/10 кВ), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. яч. 3

4MA72 Кл. т. 0,2S 750/5

4MR12 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

50

ПС «II Водоподъем» (110/10 кВ), вывод 0,4 кВ ТСН-1

Т0П-0,66 Кл. т. 0,5S 75/5

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

51

ПС «II Водоподъем» (110/10 кВ), ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. яч. 27

4MA72 Кл. т. 0,2S 750/5

4MR12 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

52

ПС «II Водоподъем» (110/10 кВ), вывод 0,4 кВ ТСН-2

Т0П-0,66 Кл. т. 0,5S 75/5

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

53

ПС «II Водоподъем» (110/10 кВ), ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. яч. 10

4MA72 Кл. т. 0,5 200/5

4MR12 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

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.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 53 от 0 до плюс 40 °C.

4.    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 собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

53

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 98 до 102

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, °C

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

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, °C

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °C:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

аппаратуры передачи и обработки данных, °C

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер БД:

- 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, сутки, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер БД:

- 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:

-    факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

-    отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

-    перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;

-    журнал сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    полученные «Журналы событий» ИИК.

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);

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 минут (функция автоматизирована);

-    сбора 30 минут (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Нижнекамскнефтехим» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

JPZ10-2T

44313-10

12

Трансформатор тока

АВК-10

44339-10

34

Трансформатор тока

Т0Л-10

38395-08

4

Трансформатор тока

АВ12-МА

37385-08

12

Трансформатор тока

Т0Л-СЭЩ-10-11

32139-06

2

Трансформатор тока

JPZ10-2TА

44317-10

6

Трансформатор тока

АЕК-10

44312-10

2

Трансформатор тока

Т0Л-10 УХЛ 2.1

7069-07

4

Трансформатор тока

4MD-12ZEK

30823-05

6

Трансформатор тока

Т0П-0,66

15174-06

18

Трансформатор тока

4MD12

30823-05

9

Трансформатор тока

ТЛ0-10

25433-11

8

1

2

3

4

Трансформатор тока

4MA72

37385-08

9

Трансформатор напряжения

UZ6T-1

44320-10

12

Трансформатор напряжения

Ш10-1Т

44322-10

22

Трансформатор напряжения

VSK I-10b

44324-10

18

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-6

35956-07

12

Трансформатор напряжения

4MR12

30826-05

6

Трансформатор напряжения

4MR12

37380-08

6

Трансформатор напряжения

VSK 10b

44321-10

20

Трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ

51621-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-08

42

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M.01

36697-08

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M.09

36697-08

6

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

МП 206.1-085-2017

-

1

Паспорт-формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-085-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Нижнекамскнефтехим». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03 апреля 2017 г.

Основные средства 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 без отключения цепей»;

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

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТM.03M.01, СЭТ-4ТM.03M.09 - 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» декабря 2007 г.;

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

-    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 %;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

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) ПАО «Нижнекамскнефтехим», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Нижнекамскнефтехим»

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