|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Щекиноазот" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 2015АС001 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Щекиноазот» (далее–АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
|
| Описание | АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот» представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений прир•ащений электроэнергии 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 в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень–измерительно-информационные комплексы (ИИК)), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS класса точности (КТ) 0,2S и (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (62 точки измерений).
2-й уровень–измерительно-вычислительный комплексы электроустановок (ИВКЭ) включают в себя локальные устройства Шлюз Е-422 GSM (ГР №46553-11) для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее-УСПД), аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, источники бесперебойного питания и специализированное программное обеспечение (ПО);
3-й уровень-информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и базы данных, АПК «Телескоп+» (ГР №27781-04), радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (ГР №40586-09), автоматизированные рабочие места (АРМ), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи.
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 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 посредством линий связи RS – 485 каждые 30 минут поступает на входы УСПД. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям и каналам связи GSM-модемов на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. ИВК с периодичностью не реже чем один раз в сутки производит автоматизированный сбор результатов измерений с УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сформированные XML-отчеты передаются заинтересованным организациям и участникам Оптового рынка электроэнергии по выделенному каналу доступа в сеть Интернет.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе радиоприемника точного времени типа РСТВ-01-01, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) установленного на уровне ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизируются с часами РСТВ-01-01 непрерывно, коррекция часов севера АИИС КУЭ выполняется каждую секунду. Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение превышающее ±2 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 используется аппаратно-программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Программные средства СС и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+» версия 4.0.4, ПО СОЕВ.
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4
| Идентификационные данные (признаки) | Значения | | 1.Наименование ПО | Сервер сбора данных | | Идентификационное наименование ПО | Server_MZ4.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1.1 | | Цифровой идентификатор ПО | f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c | | 2.Наименование ПО | Пульт диспетчера | | Идентификационное наименование ПО | PD_MZ4.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1.1 | | Цифровой идентификатор ПО | 2b63c8c01bcd61c4f5b15e097f1ada2f | | 3.Наименование ПО | АРМ Энергетика | | Идентификационное наименование ПО | ASCUE_MZ4.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1.1 | | Цифровой идентификатор ПО | cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014–«высокий».
На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов и напряжений, считанных со счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность) на уровне ИВК. Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа–паролем, опломбированием сервера и фиксацией изменений в журнале событий. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Перечень компонентов АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот», с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала, представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот»
| Номер измерительного канала | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Пределы допускаемой относительной погрешности, ±(%) | Пределы допускаемой относитель
ной погрешности в рабочих условиях, ±(%) | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1 | Первомайская ТЭЦ,
ВЛ-110кВ Первомайская-Малахово 1 | ТФЗМ-150А
1200/5,КТ 0,5
ф.А №1713ф.В № 1717
ф.С № 1715 | НКФ-110-57 У1
110000/√3: 100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934854ф.В № 934851
ф.С № 934853 | EPQS 122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942510 | Шлюз Е-422GSM
№110519 | РСТВ-01-01 | А
Р | ±1,4
±2,1 | ±3,3
±5,4 | | 2 | Первомайская ТЭЦ,
ВЛ-110кВ Первомайская-Малахово 2 | ТФЗМ-150А
1200/5,КТ 0,5
ф.А №1707
ф.В № 1634
ф.С № 1721 | НКФ-110-57 У1 110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934850 ф.В № 915352
ф.С № 934852 | EPQS 122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942515 | | 3 | Первомайская ТЭЦ,
ВЛ-110кВ Первомайская-КС-9 | ТФНД-1501
600/5,КТ 0,5
ф.А № 338 ф.В № 340
ф.С № 367 | НКФ-110-57 У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934854ф.В № 934851
ф.С № 934853 | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01139125 | | 4 | Первомайская ТЭЦ,
ВЛ-110кВ Первомайская-Восточная | ТФНД-1501
1200/5,КТ 0,5
ф.А № 360 ф.В № 367
ф.С № 361 | НКФ-110-57 У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934854ф.В № 934851
ф.С № 934853 | EPQS 122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942512 | | 5 | Первомайская ТЭЦ,
ОВВ-110кВ | ТФЗМ-150А 600/5,КТ 0,5
ф.А №220
ф.В № 209;
ф.С № 205 | НКФ-110-57 У1 110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934854 ф.В № 934851
ф.С № 934853 | EPQS 122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942513 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 6 | Первомайская ТЭЦ,
ВЛ-110кВ Щекино-Первомайская 1 | ТФНД-1501
1200/5,КТ 0,5
ф.А № 371
ф.В № 377
ф.С № 331 | НКФ-110-57 У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А №934854 ф.В №934851
ф.С №934853 | EPQS 122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942516 | Шлюз Е-422GSM
№110519 | РСТВ-01-01 | А
Р | ±1,4
±2,1 | ±3,3
±5,4 | | 7 | Первомайская ТЭЦ,
ВЛ-110кВ Щекино-Первомайская 2 | ТФНД-1501 1200/5,КТ 0,5
ф.А № 365 ф.В № 468
ф.С № 460 | НКФ-110-57У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А №934850ф.В № 915352
ф.С №934852 | EPQS 122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942514 | | 8 | Первомайская ТЭЦ,
ВЛ-110кВ Первомайская-Западная | ТФНД-1501
600/5,КТ 0,5
ф.А № 319
ф.В № 313
ф.С № 0001 | НКФ-110-57У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934850 ф.В № 915352
ф.С №934852 | EPQS 122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942517 | | 9 | Первомайская ТЭЦ,
ВЛ-110кВ Первомайская-Капролактам | ТФНД-1501
600/5,КТ 0,5
ф.А № 372ф.В № 378
ф.С № 329 | НКФ-110-57У1
110000/√3:100/√3
КТ 0,5
ф.А № 934850ф.В № 915352
ф.С № 934852 | EPQS 122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942518 | Шлюз Е-22GSM
№110519 | | 10 | ПС 110/6кВ Западная №93, РУ-6кВ ввод 1сш, яч.11 | ТПШЛ-10
4000/5,КТ 0,5
ф.А №2581
ф.С № 2582 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 128 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257629 | Шлюз Е-422GSM
№141106 | | 11 | ПС 110/6кВ Западная №93, РУ-6кВ ввод 3сш, яч.23 | ТЛШ-10У3
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 517
ф.С № 526 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2782 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257627 | | 12 | ПС 110/6кВ Западная №93, РУ-6кВ ввод 5сш, яч.37 | ТПШЛ-10
5000/5
КТ 0,5
ф.А № 3425
ф.С № 3309 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3626 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257625 | | 13 | ПС 110/6кВ Западная №93, РУ-6кВ ввод 2сш, яч.7 | ТПШЛ-10
4000/5.КТ 0,5
ф.А№ 4579
ф.С в№ 5359 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2728 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257824 | | 14 | ПС 110/6кВ Западная №93, РУ-6кВ ввод 4сш, яч.27 | ТЛШ-10У3
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 490 ф.С № 496 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2754 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257826 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 15 | ПС 110/6кВ Западная №93, РУ-6кВ ввод 6сш, яч.41 | ТПШЛ-10
5000/5,КТ 0,5
ф.А №3308 ф.С №069 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3826 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257623 | Шлюз Е-422GSM
№141106 | РСТВ-01-01 | А
Р | ±1,4
±2,1 | ±3,3
±5,4 | | 16 | ПС 110/6кВ Капролактам №264,
РУ-6кВ ввод 1сш, яч.19 | ТПШЛ-10
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 2724
ф.С № 1828 | НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 3225 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257675 | Шлюз Е-422GSM
№141107 | | 17 | ПС 110/6кВ Капролактам №264,
РУ-6кВ ввод 5сш, яч.29 | ТПШЛ-10
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 197
ф.С № 4775 | НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 7538 | ЕPQS 111.21.18LL
КТ 0,2S/0,5
№ 461888 | | 18 | ПС 110/6кВ Капролактам №264,
РУ-6кВ ввод 7сш, яч.69 | ТШЛ-10
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 2278
ф.С № 5364 | НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ ПТПРК | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257621 | | 19 | ПС 110/6кВ Капролактам №264,
РУ-6кВ ввод 2сш, яч.14 | ТПШЛ-10
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 5814 ф.С.№ 5615 | НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 5979 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257628 | | 20 | ПС 110/6кВ Капролактам №264
РУ-6кВ ввод 6сш, яч.30 | ТПШЛ-10
3000/5,КТ 0,5
ф.А № 5990
ф.С № 5934 | НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 3662 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257626 | | 21 | ПС 110/6кВ Капролактам №264,
РУ-6кВ ввод 8сш, яч.66 | ТЛШ-10
2000/5,КТ 0,5
ф.А № 5601
ф.С № 34 | НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 4948 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257630 |
Продолжение таблицы 2
| 22 | ПС 110/6кВ Восточная №140
РУ-6кВ, 3сш, яч.22 - Т1
ТП-20 КуАз | ТПЛ-10М
300/5,КТ 0,5
ф.А № 2905
ф.С №2906 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3473 | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138954 | Шлюз Е-422GSM
№110904 | РСТВ-01-01 | А
Р | ±1,4
±2,1 | ±3,3
±5,4 | | 23 | ПС 110/6кВ Восточная №140,
РУ-6кВ, 2сш, яч.51 - Т2
ТП-20 КуАз | ТПЛ-10М
300/5,КТ 0,5
ф.А №2971
ф.С № 2972 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2471 | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138944 | | 24 | ПС 110/6кВ Восточная
№140
РУ-6кВ, 3сш, яч.10 -Т1
ТП-22 КуАз | ТПЛ-10М
300/5, КТ 0,5
ф.А №2973
ф.С №2974 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3473 | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138945 | | 25 | ПС 110/6кВ Восточная №140,
РУ-6кВ, 2сш, яч.39- Т2
ТП-22 КуАз | ТПЛ-10М
300/5, КТ 0,5
ф.А № 2917
ф.С № 2916 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2471 | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 0113899 | | 26 | ПС 110/6кВ Восточная №140,
РУ-6кВ, 1сш, яч.19 - Т1
ТП-24 КуАз | ТПЛ-10М
300/5, КТ 0,5
ф.А № 2804 ф.С № 2812 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 196 | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138947 | | 27 | ПС 110/6кВ Восточная №140,
РУ-6кВ, 4сш, яч.42- Т2
ТП-24 КуАз | ТПЛ-10М
300/5, КТ 0,5
ф.А № 2609
ф.С № 2975 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 247 | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138950 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 28 | ПC 110/6кВ Восточная№140
РУ-6кВ 1сш, яч.11 - Щёкинская ГЭС | ТПОЛ-10
600/5, КТ 0,5
ф.А №30760 ф.С №33414 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 196 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257676 | Шлюз Е-422GSM
№141105 | РСТВ-01-01 | А
Р | ±1,4
±2,1 | ±3,3
±5,4 | | 29 | ПC 110/6кВ Восточная№140
РУ-6кВ 1сш, яч.13 – Союз-роммонтаж | ТПОЛ-10
600/5, КТ 0,5
ф.А № 46101 ф.С №30630 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 196 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257995 | | 30 | ПC 110/6кВ Восточная№140
РУ-6кВ 6сш, яч.113 - Щёкинская ГЭС | ТПОЛ-10
300/5, КТ 0,5
ф.А №69100
ф.С № 3571 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3112 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257683 | | 31 | ПC 110/6кВ Восточная№140
РУ-6кВ 2сш, яч.53 - Яснополянская фабрика упаковки и тары | ТПОЛ-10
600/5, КТ 0,5
ф.А №30174
ф.С №30177 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2471 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257679 | | 32 | ПС 35/6кВ Воздремо №148,
РУ-6кВ ввод 1сш, яч.6 | ТПОЛ-10
800/5, КТ 0,5
ф.А №42807
ф.С №40254 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 682 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257685 | Шлюз Е-422GSM
№141103 | | 33 | ПС 35/6кВ Воздремо №148,
РУ-6кВ ввод 2сш, яч.19 | ТПОЛ-10
800/5, КТ0,5
ф.А №25252 ф.С №31346 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 716 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257684 | | 34 | ПС 35/6кВ Упа №50,
РУ-6кВ ввод 1сш, яч.19 | ТПОЛ-10
600/5, КТ0,5
ф.А №42921
ф.С №44018 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 2583 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257827 | Шлюз Е-422GSM
№141104 | | 35 | ПС 35/6кВ Упа №50,
РУ-6кВ ввод 2сш, яч.16 | ТПОЛ-10
600/5, КТ 0,5
ф.А №44305
ф.С №42832 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 483 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№257689 | | 36 | ПС 35/6кВ Упа №50,РУ-6кВ,ТСН-1, ввод 0,4кВ | Т-0,66 У3
5/5, КТ 0,5
ф.А №057634 ф.С №057635 | - | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257687 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 8 | 9 | | 37 | ПС 35/6кВ Упа №50,РУ-6кВ, ТСН-2, ввод 0,4кВ | Т-0,66 У3
5/5, КТ 0,5
ф.А №057631 ф.С №057636 | - | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257686 | Шлюз Е-422GSM№14 Шлюз Е-422GSM №141104
№110904 | РСТВ-01-01 | КР
А
Р | ±1,1
±1,8 | ±3,2
±5,3 | | 38 | ПС 35/6кВ Упа №50, РУ-6кВ Упа-2, 1сш яч.9 - Росбио | ТПФМ-10
100/5, КТ 0,5
ф.А № 66247 ф.С № 65590 | НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ ОКУСВ | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257690 | | 39 | ПС 35/6кВ Упа №50, РУ-6кВ Упа-2, 1сш яч.11- Тульские электросети | ТПФМ-10
150/5, КТ 0,5
ф.А № 27037
ф.С № 80726 | НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ ОКУСВ | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257692 | | 40 | ПС44 6/0,4кВ, РУ-6кВ 1сш, яч. 4- Стальинвест | ТПОЛ-10
400/5, КТ 0,5
ф.А № 22509
ф.С № 23334 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 1768 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257806 | Шлюз Е-422GSM №141101 | | 41 | ПС44 6/0,4кВ, РУ-6кВ 2сш, яч.16 - Стальинвест | ТПЛ-10-М
400/5, КТ 0,5
ф.А № 2965
ф.С № 3009 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 44-2-11 | EPQS 111.21.18LL
КТ0,2S/0,5
№ 461889 | | 42 | РП-6, РУ-6кВ 1сш, яч.7 - Щёкинская ГЭС | ТПЛМ-10
200/5, КТ 0,5
ф.А №12690 ф.С № 12466 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 772 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257799 | Шлюз Е-422GSM№141109 | | 43 | РП-6, РУ-6кВ 2сш, яч.8 - Щёкинская ГЭС | ТПЛМ-10
200/5, КТ 0,5
ф.А №12464
ф.С № 12619 | НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
№ 3154 | ЕPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 257828 | | 44 | КТПН-400 6/0,4кВ, ввод Щит 0,4кВ МБУ
«ДОЛ им. О.Кошевого» | Т-0,66 М У3
400/5, КТ 0,5S
ф.А №356271
ф.В №356281
ф.С №556291 | - | EPQS 121.08.07LL
КТ 0,5S/1
№ 588243 | Шлюз Е-422GSM
№110842 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 45 | ТП 6/0,4кВ "Северная насосная",
щит 0,4кВ,п.2-РевякинВ.А. | ТШП-0,66 УЗ
200/5, КТ 0,5
ф.А №0002666ф.В № 0002669
ф.С № 0002469 | - | EPQS 122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588241 | Шлюз Е-422GSM
№110843 | РСТВ-01-01 | А
Р | ±1,1
±1,8 | ±3,2
±5,3 | | 46 | ПС32 6/0,4кВ, щит 0,4кВ,
1сш п.8 –
Гексион-Щекиноазот | Т-0,66 М УЗ
400/5, КТ 0,5S
ф.А №234266 ф.В № 234267
ф.С №356250 | - | EPQS 122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588233 | Шлюз Е-422GSM №110844 | | 47 | ПС32 6/0,4кВ, щит 0,4кВ,
2сш п.23 - Гексион-Щекиноазот | Т-0,66 М УЗ
400/5, КТ 0,5S
ф.А № 356260 ф.В №356559
ф.С № 356268 | - | EPQS 122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588234 | | 48 | ПС33 6/0,4кВ, щит 0,4кВ,
1сш п.9 - Гексион-Щекиноазот | ТШП-0,66 УЗ
1200/5, КТ 0,5
ф.А №9029618 ф.В № 9029619
ф.С №9029617 | - | EPQS 122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588239 | | 49 | ПС33 6/0,4кВ, щит 0,4кВ,
2сш п.5 –
Гексион-Щекиноазот | ТШП-0,66 УЗ
1200/5, КТ 0,5
ф.А № 9036353 ф.В №9036349
ф.С № 9036351 | - | EPQS 122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588240 | | 50 | ПС59а 6/0,4кВ, щит 0,4кВ,
1сш п.2 - Гексион-Щекиноазот | Т-0,66 М УЗ
400/5, КТ 0,5S
ф.А № 356258 ф.В № 356267
ф.С № 356257 | - | EPQS 122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942519 | | 51 | ПС59а 6/0,4кВ,
щит 0,4кВ,
2сш п.6 –
Гексион-Щекиноазот | Т-0,66 М УЗ
400/5, КТ 0,5S
ф.А №356249 ф.В № 356248
ф.С № 356272 | - | EPQS 122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588238 | | 52 | ТП 72 6/0,4кВ, щит 0,4кВ,
1сш п.2 –
Гексион-Щекиноазот | ТШП-0,66 УЗ
600/5, КТ 0,5
ф.А №9039231ф.В № 9039229
ф.С № 9039227 | - | EPQS 122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588235 | | 53 | ТП 72 6/0,4кВ, щит 0,4кВ,
2сш п.4 - Гексион-Щекиноазот | ТШП-0,66 УЗ
600/5, КТ 0,5
ф.А №9043810 ф.В № 9043800 ф.С № 9043833 | - | EPQS 122.22.17LL
КТ 0,5S/1
№ 942507 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 54 | ТП 6/0,4кВ Инженерного корпуса,
РУ-0,4кВ,
1сш яч.13 - ПродЭКО | ТШП-0,66 УЗ
400/5,КТ 0,5
ф.А №3073554ф.В № 3073516
ф.С № 3073508 | - | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138943 | Шлюз Е-422GSM №150802 | РСТВ-01-01 | А
Р | ±1,1
±1,8 | ±3,2
±5,3 | | 55 | ТП 6/0,4кВ Инженерного корпуса,
РУ-0,4кВ,
2сш яч.20 - ПродЭКО | ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А №3073524ф.В № 3073510 ф.С № 3073501 | - | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138957 | | 56 | ТП 48 6/0,4кВ, ЩСУ-0,4кВ, 1сш – ПродЭКО | ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А №3075583ф.В № 3074085 ф.С № 3075578 | - | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138953 | Шлюз Е-422GSM №150803 | | 57 | ТП 48 6/0,4кВ,
ЩСУ-0,4кВ, 2сш – ПродЭКО | ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А №3073555ф.В № 3073504
ф.С № 3073530 | - | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138970 | | 58 | ТП 45а 6/0,4кВ,
РУ-0,4кВ, 1сш яч.1 - ПродЭКО | ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А №3073502ф.В № 3073520
ф.С № 3073512 | - | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138956 | Шлюз Е-422GSM №150801 | | 59 | ТП 45а 6/0,4кВ,
РУ-0,4кВ, 2сш яч.6 - ПродЭКО | ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А № 3073529
ф.В № 3073543
ф.С № 3073551 | - | EPQS 122.21.18LL
КТ 0,5S/1
№ 588236 | | 60 | ТП 45а 6/0,4кВ,
РУ-0,4кВ, 1сш яч.2 - ПродЭКО | ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А №3075520ф.В № 3075553
ф.С № 3074093 | - | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138949 | | 61 | ТП 45а 6/0,4кВ,
РУ-0,4кВ, яч.7 - ПродЭКО | ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А №3074088;ф.В № 3075590 ф.С № 3074092 | - | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138946 | | 62 | ТП 45а 6/0,4кВ,
ЩСУ-380/220В, 1сш п.2 - ПродЭКО | ТШП-0,66 УЗ
400/5, КТ 0,5
ф.А № 3073537ф.В № 3073511 ф.С № 3073550 | - | EPQS 122.23.17LL
КТ 0,5S/1
№ 01138942 |
Примечание к таблице 2
1.А-активная электрическая энергия, Р-реактивная электрическая энергия;
2.В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 ( 1,02) UНОМ, ток (1( 1,2) IНОМ, cos( = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20(5) (С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 ( 1,1) UНОМ , ток (0,02 ( 1,2) IНОМ , cos( от 0,5 инд до 0,8 емк;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 60 °С, для счетчиков EPQS от минус 40 °С до + 60 °С; для УСПД Шлюз Е-422 GSM от минус 40°С до +60°С; для сервера от +10 °С до + 30 °С.
5.Погрешность в рабочих условиях указана при I = 0,02∙Iном (для ИК №№44,46,47,50,51), для ИК№1-43,45,48,49,52-62 при I = 0,05∙ Iном для остальных ИК, cos φ = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +30°С.
6. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения-ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии–ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ) приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии
| Номер измеритель-ного канала | Значение
cos φ | Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии ( при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), % | | 1-16, 18-35
38-40, 42, 43 | 0,5 | - | - | ±5,6 | ±4,1 | ±3,2 | ±3,3 | ±2,6 | ±3,2 | | 17, 41 | 0,5 | - | - | ±5,5 | ±4,1 | ±3,0 | ±3,3 | ±2,3 | ±3,2 | | 36, 37,
45, 48, 49,
52-62 | 0,5 | - | - | ±5,5 | ±4,0 | ±3,0 | ±3,2 | ±2,3 | ±3,1 | | 44, 46,
47, 50, 51 | 0,5 | ±5,5 | ±4,0 | ±3,1 | ±3,5 | ±2,3 | ±3,1 | ±2,3 | ±3,1 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
-счетчик электрической энергии многофункциональный EPQS– среднее время наработки на отказ не менее 70 000 часов; среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;
-трансформатор тока (напряжения) - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;
-устройство Шлюз Е-422 GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов
-среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов;
среднее время восстановления работоспособности не более 24часов.;
-радиосервер точного времени РСТВ-01-01 – среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов; среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;
-сервер сбора и базы данных - среднее время наработки на отказ не менее 85 000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 1часа.
Надежность системных решений:
резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников;
резервирование электрического питания УСПД и каналообразующей аппаратуры с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников;
резервирование электрического питания сервера с помощью 2-х источников бесперебойного питания включенных по схеме резервирования от 3-х независимых источников.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
параметрирования;
воздействия внешнего магнитного поля;
вскрытие счетчика;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
журнал событий УСПД:
даты начала регистрации измерений;
перерывов электропитания;
потери и восстановления связи со счётчиками;
программных и аппаратных перезапусков;
корректировки времени в УСПД и каждом счетчике;
изменения ПО и перепараметрирования УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчетчиков;
испытательных коробок;
УСПД;
сервера БД;
защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
установка пароля на счетчик;
установка пароля на УСПД;
установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик EPQS - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
-УСПД Шлюз Е-422GSM – суточные данные об электропотреблении (профиль нагрузки счетчиков) не менее 45 суток, при отключении питания – не менее 10 лет;
- сервер сбора и базы данных - результаты измерений и информация о состоянии средств измерений – на весь срок эксплуатации системы.
|
| Комплектность | В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на ИК и на комплектующие средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот» приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот»
| Наименование компонента системы | Гос.реестр СИ | Количество (шт.) | | Счетчик электрической энергии многофункциональный EPQS 111.21.18LL, КТ 0,2S/0,5 | ГР №25971-06 | 2 | | Счетчик электрической энергии многофункциональные EPQS 121.08.07 LL, КТ 0,5S/1 | ГР №25971-06 | 27 | | Счетчик электрической энергии многофункциональные EPQS 122.21.18LL, КТ 0,5S/1 | ГР №25971-06 | 8 | | Счетчик электрической энергии многофункциональные EPQS 122.22.17LL , КТ 0,5S/1 | ГР №25971-06 | 10 | | Счетчик электрической энергии многофункциональные EPQS 122.23.17LL , КТ 0,5S/1 | ГР №25971-06 | 15 | | Трансформатор тока ТФНД-1501, КТ 0,5 | ГР №05313-76 | 18 | | Трансформатор тока ТФЗМ-150А, КТ 0,5 | ГР №05313-76 | 9 | | Трансформатор тока ТЛШ-10 УЗ, КТ 0,5 | ГР №06811-78 | 6 | | Трансформатор тока ТПШЛ-10, КТ 0,5 | ГР №01423-60 | 16 | | Трансформатор тока ТШЛ-10, КТ 0,5 | ГР №3972-03 | 2 | | Трансформатор тока ТПЛ-10-М, КТ 0,5 | ГР № 47958-11 | 14 | | Трансформатор тока ТПЛМ-10, КТ 0,5 | ГР № 2363-68 | 4 | | Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5 | ГР № 1261-02 | 18 | | Трансформатор тока ТПФМ-10, КТ 0,5 | ГР № 814-53 | 4 | | Трансформатор тока Т-0,66 У3; КТ 0,5 | ГР № 22656-07 | 4 | | Трансформатор тока Т-0,66 М У3; КТ 0,5S | ГР № 52667-13 | 15 | | Трансформатор тока ТШП-0,66 У3; КТ 0,5 | ГР № 44142-10 | 42 | | Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У3, КТ 0,5 | ГР № 14205-05 | 6 | | Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5 | ГР № 50058-12 | 20 | | Трансформатор напряжения НТМИ-6-66, КТ 0,5 | ГР № 2611-70 | 7 | | Устройства Шлюз Е-422 GSM | ГР №46553-11 | 15 | | Радиосервер точного времени РСТВ-01-01 | ГР №40586-09 | 1 | | Сервер сбора данных HP ProLiant ML310 | - | 1 | | Сервер базы данных HP ProLiant ML350 G4 | - | 1 | | Аппаратно-программный комплекс «Телескоп+» | ГР №27781-04 | 1 |
Продолжение таблицы 4
| Наименование документации | | | | Методика поверки МП 4222-2015АС001-5040099482-2015 | | 1 | | Формуляр ФО 4222-2015АС001-5040099482-2015 | | 1 |
|
| Поверка | осуществляется в соответствии с документом МП 4222-2015АС001-5040099482-2015 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Щекиноазот». Методика поверки", утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 12 ноября 2015 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
-трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
-счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS в соответствии с методикой поверки РМ 1039597-26:2002 «Счётчик электрической энергии многофункциональный EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики;
-устройство Шлюз Е-422 GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов в соответствии с методикой поверки. Методика поверки. «Устройство Шлюз Е-422 GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов». АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 году;
-комплекс аппаратно-программный для автоматизации учета электроэнергии «ТЕЛЕСКОП+» в соответствии с разделом «Методика поверки» руководства по эксплуатации АВБЛ.002.003.РЭ, утвержденного ГЦИ СИ ВНИИМС в 2004 году;
-радиосервер точного времени РСТВ-01-01 в соответствии с разделом 5 Руководства по эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённого ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 году;
-радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System (GРS), ПГ±1 мкс.
-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1º. Пределы допускаемой относительной погрешности измерения напряжения в диапазоне (15–300) В, ПГ ±0,2 %; в диапазоне (15-150) мВ, ПГ ±2,0 %. Пределы допускаемой относи-тельной погрешности измерений тока в диапазоне (0,002-1,5) А, ПГ ± 0,3 %; в диапазоне (0,25-7,5)А, ПГ ±0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ПГ ±0,02 Гц;
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ОАО «Щекиноазот»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (IЕС 62053-23:2003, MOD)
|
| Заявитель |
Закрытое акционерное общество «Центр промышленной автоматизации»
(ЗАО «ЦПА») г. Москва
Юридический адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41
Тел. (499) 286-26-10
ИНН 5040099482
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, пр.Карла Маркса,134, г.Самара
Тел. (846) 3360827
E-mail: smrcsm@saminfo.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
| |
