Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Тольяттиазот"
- ООО "Энергопромсервис", г.Иваново
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:58726-14
- 04.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Тольяттиазот"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2014 |
Дата протокола | Приказ 1596 п. 03 от 12.10.2014 |
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 и мощности ОАО «Тольяттиазот» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ОАО «Тольяттиазот», сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- 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 центры сбора и обработки информации (далее по тексту - ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка 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;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
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 52323-2005, ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 52425-2005, 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Рег. № 28822-05), устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (Рег. № 17049-09), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида», производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (Рег. № 21906-11), включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-10), автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), каналообразующую аппаратуру и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК ОАО «Тольяттиазот» при помощи удаленного доступа по сети Internet.
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
Первичные фазные 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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (далее по тексту - ИК).
Для ИК №№ 1-19, 24 между уровнями ИИК и ИВК с помощью каналообразующей аппаратуры организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК ОАО «Тольяттиазот». В качестве основного канала связи используется выделенный DSL канал связи, в качестве резервного канала используется GSM-сеть (организован при помощи коммутационной аппаратуры, используется CSD или GPRS -каналы).
Для ИК №№ 20-23, 25, 30-36, 39-49 цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы коммутационной аппаратуры. По запросу или в автоматическом режиме, используя GSM-сеть (используя CSD или GPRS - каналы), коммутационная аппаратура направляет информацию в ИВК ОАО «Тольяттиазот».
Для ИК №№ 37, 38 цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы контроллера ЭКОМ-3000 (УСПД). По запросу или в автоматическом режиме информация с УСПД с помощью GSM-сети (по CSD или GPRS - каналам) направляется в ИВК ОАО «Тольяттиазот».
Для ИК №№ 26-29 цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на вход контроллера СИКОН С70 (УСПД). По запросу или в автоматическом режиме информация с УСПД с помощью GSM-сети (по CSD или GPRS - каналам) направляется в ИВК ОАО «Тольяттиазот».
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭП. АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера БД ЦСОИ ОАО «Тольяттиазот». Синхронизация времени сервера происходит каждый час, синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера БД.
Синхронизация часов УСПД с часами сервера БД ЦСОИ ОАО «Тольяттиазот» происходит не реже одного раза в сутки при расхождении более чем на ±2 c.
Синхронизация часов счетчиков ИК №№ 1-25, 30-36, 39-49 с часами сервера БД ЦСОИ ОАО «Тольяттиазот» происходит не реже одного раза в сутки при расхождении более чем на ±2 c.
Сличение шкалы времени счетчиков ИК №№ 26-29, 37, 38 со шкалой времени УСПД производится во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). Корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении со временем УСПД более чем на ±2 c, но не чаще одного раза в сутки.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин. (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин. (функция автоматизирована).
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000» (далее по тексту - ПО), которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Другие идентиф икацио нные данные | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | 1.0 | e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 | CalcClients.dll | MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности | 1.0 | b1959ff70be1eb17 c83f7b0f6d4a132f | CalcLeakage.dll | MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | 1.0 | d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac | CalcLosses.dll | MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях и проверке точности вычислений | 1.0 | 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 | Metrology.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | 1.0 | 6f557f885b737261 328cd77805bd1ba7 | ParseBin.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | 1.0 | 48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f | ParseIEC.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | 1.0 | c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f48 | ParseModbus.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | 1.0 | ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f | ParsePiramida.dll | MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности справочной информации | 1.0 | 530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09 | SynchroNSI.dll | MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | 1.0 | 1ea5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 | VerifyTime.dll | MD5 |
Технические характеристики
Состав и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Основные технические и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
№ ИК | Наименование ИК | Состав ИК | Вид электроэнергии | Метролс характе И | гические ристики К | |||
ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, Яч.15 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 5000/5 | ЗНОЛ.06-6 УЗ Кл.т. 0,5 6000/V3: 100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
2 | ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 сек.ш. 6 кВ, Яч.34 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 5000/5 | ЗНОЛ.06-6 УЗ Кл.т. 0,5 6000/V3: 100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
3 | ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 сек.ш. 6 кВ, Яч.24 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 5000/5 | ЗНОЛ.06-6 УЗ Кл.т. 0,5 6000/V3: 100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
4 | ГПП-1 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 сек.ш. 6 кВ, Яч.45 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 5000/5 | ЗНОЛ.06-6 УЗ Кл.т. 0,5 6000/V3: 100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
5 | ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, Яч.15 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 5000/5 | НТМИ-6- 66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
6 | ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 сек.ш. 6 кВ, Яч.34 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 5000/5 | НТМИ-6- 66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
7 | ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 сек.ш. 6 кВ, Яч.24 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 5000/5 | НТМИ-6- 66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
8 | ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 сек.ш. 6 кВ, Яч.45 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 5000/5 | НТМИ-6- 66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
9 | ГПП-10 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.9 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 3000/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
10 | ГПП-10 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.20 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 3000/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/03: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
11 | ГПП-10 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.39 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 3000/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/33: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
12 | ГПП-10 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.48 | ТПШЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 3000/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/33: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
13 | ГПП-10 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 23 | ТПОЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 1000/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/33: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
14 | ГПП-10 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.11 | ТПЛ-10-М У2 Кл.т. 0,5 100/5 ТПЛ-СЭЩ-10-81 У2 Кл.т. 0,5S 100/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/33: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
15 | ГПП-10 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.40 | ТПЛ-СЭЩ-10-81 У2 Кл.т. 0,5S 100/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/33: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
16 | ГПП-10 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.22 | ТПЛ-10-М У2 Кл.т. 0,5 100/5 ТПЛ-СЭЩ-10-81 У2 Кл.т. 0,5S 100/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/33: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
17 | ГПП-10 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.53 | ТПЛ-10-М У2 Кл.т. 0,5 100/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/33: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
18 | ГПП-10 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.26 | ТПЛ-10-М У2 Кл.т. 0,5 200/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
19 | ГПП-10 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.36 | ТПЛ-10-М У2 Кл.т. 0,5 200/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/03: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
20 | ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, Яч.172 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 | НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
21 | ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 сек.ш. 6 кВ, Яч.472 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
22 | ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 сек.ш. 6 кВ, Яч.321 | ТЛШ-10 У3 Кл.т. 0,5 1000/5 | НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
23 | ГПП-2 110/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 сек.ш. 6 кВ, Яч.252 | ТЛШ-10 У3 Кл.т. 0,5 1000/5 | НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
24 | ПС-69 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, Яч.ф.11 | ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 400/5 | НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
25 | ТП-66 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 сек.ш. 6 кВ, Яч.16 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
26 | ГПП-3 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.11 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/33: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКО Н С70 | активная реактивная | ±1,2 ±1,9 | ±5,5 ±5,0 |
27 | ГПП-3 110 кВ, ЩСН-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКО Н С70 | активная реактивная | ±1,0 ±1,5 | ±5,4 ±4,9 |
28 | ГПП-3 110 кВ, РУ-6 кВ, яч.12 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/33: 100/\3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКО Н С70 | активная реактивная | ±1,2 ±1,9 | ±5,5 ±5,0 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
29 | ГПП-3 110 кВ, ЩСН-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная | ±1,0 ±1,5 | ±5,4 ±4,9 |
30 | ВРУ-1 (РП-2) 0,4 кВ шкаф 5, гр.3, КЛ-0,4 кВ ПАО "Мегафон" | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М Кл.т. 1,0/2,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,2 | ±4,3 ±7,9 |
31 | ВРУ-1 (РП-2) (0,4 кВ), шкаф 5, гр. 8, КЛ-0,4 кВ ТФ ЗАО «Смартс» | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М Кл.т. 1,0/2,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,2 | ±4,3 ±7,9 |
32 | ВРУ-1 (РП-2) 0,4 кВ шкаф 5, гр.7, КЛ-0,4 кВ ПАО "ВымпелКом" | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М Кл.т. 1,0/2,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,2 | ±4,3 ±7,9 |
33 | ВРУ-1 (РП-2) 0,4 кВ шкаф 5, гр.5, КЛ-0,4 кВ ПАО "МТС" | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М Кл.т. 1,0/2,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,2 | ±4,3 ±7,9 |
34 | ПС-79 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 4 | ТЛК10-6 У3 Кл.т. 0,5 200/5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
35 | ПС-79 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 6 | ТЛК10-6 У3 Кл.т. 0,5 200/5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
36 | ПС-79 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 15 | ТЛК10-6 У3 Кл.т. 0,5 200/5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
37 | ПС 110/6 кВ Портовая, ЗРУ-6 кВ, яч.7, 1 сек.ш. | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
38 | ПС 110/6 кВ Портовая, ЗРУ-6 кВ, яч.19, 2 сек.ш. | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±6,0 ±6,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
39 | КТП ДК 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ-100 Кл.т. 0,5 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±1,8 | ±5,8 ±6,0 |
40 | КТП ДК 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ-100 Кл.т. 0,5 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±1,8 | ±5,8 ±6,0 |
41 | КТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ-100 Кл.т. 0,5 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±1,8 | ±5,8 ±6,0 |
42 | КТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ-100 Кл.т. 0,5 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±1,8 | ±5,8 ±6,0 |
43 | КТП-2 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ-100 Кл.т. 0,5 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±1,8 | ±5,8 ±6,0 |
44 | КТП-2 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ-100 Кл.т. 0,5 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±1,8 | ±5,8 ±6,0 |
45 | ТП 6/0,4 кВ Порт, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±1,8 | ±5,8 ±6,0 |
46 | ТП 6/0,4 кВ Порт, Ввод 0,4 кВ Т-2 | ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±1,8 | ±5,8 ±6,0 |
47 | ТП 10/0,4 кВ Досуговый центр, Ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1000/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±1,8 | ±5,8 ±6,0 |
48 | ТП 10/0,4 кВ Досуговый центр, Ввод 0,4 кВ Т-2 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1000/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,1 ±1,8 | ±5,8 ±6,0 |
49 | ПС 110/6 кВ "ОСК", ЗРУ-6 кВ, яч.6 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 800/5 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±3,3 ±5,7 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях для ИК № 49 указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена измерительных компонентов оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Количество измерительных каналов | 49 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
- частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 | 0,8 |
- температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
- частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
электросчетчиков, °С | от -40 до +60 |
- 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 | |
СЭТ-4ТМ.03М | 165000 |
ПСЧ-3ТМ.05М | 140000 |
ПСЧ-4ТМ.05М | 140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
Сервер БД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
1 | 2 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 10 45 10 3,5 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации 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 - Комплект поставки средства измерений
Наименование | Тип | Рег. № СИ | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2473-05 | 4 |
Трансформатор тока | ТЛМ-10-2 У3 | 2473-69 | 2 |
Трансформатор тока | ТЛШ-10 У3 | 6811-78 | 4 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 2 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10-М У2 | 47958-11 | 8 |
Трансформатор тока | ТПЛ-СЭЩ-10-81 У2 | 38202-08 | 4 |
Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2363-68 | 4 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-59 | 6 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 У3 | 1261-59 | 2 |
Трансформатор тока | ТЛК10-6 У3 | 9143-83 | 6 |
Трансформатор тока | ТПШЛ-10 У3 | 1423-60 | 28 |
Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 29482-07 | 6 |
Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 47176-11 | 6 |
Трансформатор тока | ТШП-0,66 У3 | 15173-06 | 6 |
Трансформатор тока | ТТИ-100 | 28139-12 | 18 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6 УЗ | 46738-11 | 12 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 35956-12 | 18 |
Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 16687-02 | 2 |
Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 16687-97 | 2 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 1 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 2 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 У3 | 2611-70 | 8 |
1 | 2 | 3 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-3ТМ.05М | 36354-07 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.01 | 36355-07 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 36355-07 | 10 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-08 | 8 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 22 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 36697-08 | 2 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 17049-09 | 1 |
Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
Сервер БД | DELL PE R710 | - | 1 |
Методика поверки | МП 206.1-271-2017 | - | 1 |
Инструкция по эксплуатации | ЭПС 1350-14.00.ИЭ | - | 1 |
Паспорт-формуляр | РЭСС.411711.АИИС.467 ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-271-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Тольяттиазот». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «20» сентября 2017 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
- для счетчиков электрических многофункциональных ПСЧ-3ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.138 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.138РЭ;
- для счетчиков электрических многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ;
- для устройства синхронизации времени УСВ-2- в соответствии с методикой поверки
ВЛСТ 237.00.001 И1;
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки
трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS);
- 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, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в методике измерений «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Тольяттиазот» ЭПС 1350РД-14.00.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке; «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тольяттиазот»», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 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