Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ННП" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ННП" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 66893-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 2016АС001. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ННП" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ННП" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
66893-17
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ННП"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 2016АС001
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННП» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электрической энергии (счётчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-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 устройства сбора и передачи данных на базе контроллеров терминальных TK16L.10, TK16L.11 и контроллера E-422.GSM (УСПД) и каналообразующую аппаратуру. 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя основной сервер АО «Самотлорнефтегаз», резервный сервер АО «ННП», программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (регистрационный № 40586-12), автоматизированное рабочее место, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ. Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Для ИК № 45 цифровой сигнал с выходов счётчика по проводным линиям связи интерфейса EIA-485 поступает на входы УСПД E-422.GSM, где осуществляется накопление измерительной информации, хранение и передача полученных данных по каналу связи стандарта GSM - на сервер. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса EIA-485 поступает на входы соответствующих УСПД TK16L.10 и TK16L.11, где осуществляется накопление измерительной информации, хранение и передача полученных данных по каналу связи сети Ethernet на соответствующие CDMA-модемы, и далее по каналу связи технологии CDMA - на основной и резервный серверы. В случае отказа основного сервера используется информация с резервного. На серверах осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчётных документов. Из основного сервера информация в виде xml-макетов формата 80020 и 80040 передаётся в АРМ энергосбытовой компании АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet. Передача информации от АО «ЕЭСнК» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80040 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. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт·ч. АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01-01, принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией РБУ, формирующим и выдающим последовательности секундных импульсов, синхронизированных с метками шкалы времени UTC (SU). Сравнение показаний часов основного и резервного серверов с показаниями часов РСТВ-01-01 осуществляется ежесекундно, корректировка часов каждого сервера производится при расхождении с часами РСТВ-01-01 на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов УСПД с показаниями часов основного сервера осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с. В случае отказа основного сервера корректировка часов УСПД осуществляется от резервного сервера. Сравнение показаний часов счётчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов счётчиков производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД и от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи. Задержки в каналах связи составляют 0,2 с. Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с. Журналы событий счётчиков, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+» - система коммерческого учёта электроэнергии (установленное на основном сервере) и ПО «ТЕЛЕСКОП+» версии 4.0.4 (установленное на резервном сервере). Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОServer_MZ4.dllPD_MZ4.dllASCUE_MZ4.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПОf851b28a924da7cde6a5 7eb2ba15af0c2b63c8c01bcd61c4f5b 15e097f1ada2fcda718bc6d123b63a88 22ab86c2751ca
Алгоритм вычисления цифрового идентификатораMD5
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИКНаименование точки измеренийИзмерительные компонентыСерверВид электроэнергииМетрологические характеристики ИК*
12345678910
1ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.1ТФЗМ 35А-У1 ТФН-35М Ктт=200/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 26417-06 Рег. № 3690-73НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08HP ProLiant DL360 G6 HP ProLiant DL360 G4рактивная реактивная1,1 2,33,0 4,6
2ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.2ТОЛ 35-II Ктт=75/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 21256-03НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08
3ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.3ТФЗМ 35Б-I ХЛ1 ТФН-35М Ктт=100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 26419-08 Рег. № 3690-73НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08
Продолжение таблицы 2
12345678910
4ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.4ТФЗМ 35А-ХЛ1 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 26418-04НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08HP ProLiant DL360 G6 HP ProLiant DL360 G4рактивная реактивная1,1 2,33,0 4,6
5ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.5ТОЛ 35-II Ктт=75/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 21256-03НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08
6ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.6ТФЗМ 35А-ХЛ1 Ктт=150/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 26418-04НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08
7ПС 110/35/6кВ «Ершовая», РУ-6кВ №1 КНС-1,1С-6кВ ввод-1ТЛШ-10 Ктт=3000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47957-11НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70EA05RL-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
8ПС 110/35/6кВ «Ершовая», РУ-6кВ №1 КНС-1, ТСН-1 0,4кВТОП-0,66 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11‒EA05L-B-4 Кл.т. 0,5S Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
9ПС 110/35/6кВ «Ершовая», РУ-6кВ №1 КНС-1, 2С-6кВ ввод-2ТЛШ-10 Ктт=3000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47957-11НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70EA05RL-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08HP ProLiant DL360 G6 HP ProLiant DL360 G4рактивная реактивная1,3 2,53,2 5,1
10ПС 110/35/6кВ «Ершовая», РУ-6кВ №1 КНС-1, ТСН-2 0,4кВТОП-0,66 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11‒EA05L-B-4 Кл.т. 0,5S Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
11ПС 110/35/6кВ «Сороминская», РУ-6кВ ДНС Сороминская, 1С-6кВ ввод-1ТОЛ 10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 7069-02НАМИ-10 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,2 Рег. № 11094-87EA05RL-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
12ПС 110/35/6кВ «Сороминская», РУ-6кВ ДНС Сороминская, ТСН-1 0,4кВТОП-0,66 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11‒EA05L-B-4 Кл.т. 0,5S Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
13ПС 110/35/6кВ «Сороминская», РУ-6кВ ДНС Сороминская, 2С-6кВ ввод-2ТОЛ 10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 7069-02НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70EA05RL-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
14ПС 110/35/6кВ «Сороминская», РУ-6кВ ДНС Сороминская, ТСН-2 0,4кВТОП-0,66 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11‒EA05L-B-4 Кл.т. 0,5S Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08HP ProLiant DL360 G6 HP ProLiant DL360 G4рактивная1,03,1
15ПС 110/35/6кВ «Пермяк», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.1ТОЛ 35-II Ктт=300/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 21256-03НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 11 Рег. № 39562-08
16ПС 110/35/6кВ «Пермяк», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.2GIF 40,5 Ктт=400/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 30368-10НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 11 Рег. № 39562-08
17ПС 110/35/6кВ «Пермяк», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.3ТОЛ 35-II Ктт=300/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 21256-03НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 11 Рег. № 39562-08
18ПС 110/35/6кВ «Пермяк», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.4GIF 40,5 Ктт=400/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 30368-10НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 11 Рег. № 39562-08
19ПС 110/35/6кВ «Пермяк», ЗРУ-6кВ КСП-1, 1С-6кВ ввод-1ТЛМ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2473-00НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70EA05RL-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 11 Рег. № 39562-08HP ProLiant DL360 G6 HP ProLiant DL360 G4рактивная реактивная1,3 2,53,2 5,1
20ПС 110/35/6кВ «Пермяк», ЗРУ-6кВ КСП-1, ТСН-1 0,4кВТОП-0,66 Ктт=150/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11‒EA05L-B-4 Кл.т. 0,5S Рег. № 16666-97TK16L. 11 Рег. № 39562-08
21ПС 110/35/6кВ «Пермяк», ЗРУ-6кВ КСП-1, 2С-6кВ ввод-2ТЛМ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2473-00НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70EA05RL-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 11 Рег. № 39562-08
22ПС 110/35/6кВ «Пермяк», ЗРУ-6кВ КСП-1, ТСН-2 0,4кВТОП-0,66 Ктт=150/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11‒EA05L-B-4 Кл.т. 0,5S Рег. № 16666-97TK16L. 11 Рег. № 39562-08
23ПС 110/35/6кВ «Хохряково», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.1GIF 40,5 Ктт=400/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 30368-10НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08
24ПС 110/35/6кВ «Хохряково», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.2ТОЛ 35-II Ктт=300/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 21256-03НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08HP ProLiant DL360 G6 HP ProLiant DL360 G4рактивная реактивная1,1 2,33,0 4,7
25ПС 110/35/6кВ «Хохряково», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.3GIF 40,5 Ктт=400/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 30368-10НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08
26ПС 110/35/6кВ «Хохряково», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.4ТОЛ 35-II Ктт=300/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 21256-03НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08
27ПС 110/35/6кВ «Хохряково», ЗРУ-6кВ №1, 1С-6кВ ввод-1ТОЛ 10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 7069-02НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70EA05RL-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
28ПС 110/35/6кВ «Хохряково», ЗРУ-6кВ №1, ТСН-1 0,4кВТОП-0,66 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11‒EA05L-B-4 Кл.т. 0,5S Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
29ПС 110/35/6кВ «Хохряково», ЗРУ-6кВ №1, 2С-6кВ ввод-2ТОЛ 10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 7069-02НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70EA05RL-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08HP ProLiant DL360 G6 HP ProLiant DL360 G4рактивная реактивная1,3 2,53,2 5,1
30ПС 110/35/6кВ «Хохряково», ЗРУ-6кВ №1, ТСН-2 0,4кВТОП-0,66 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11‒EA05L-B-4 Кл.т. 0,5S Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
31ПС 110/35/6кВ «Кошильская», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.3GIF 40,5 Ктт=400/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 30368-10ЗНОМ-35-65 Ктн=35000/√3/ 100/√3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-07EA05RL-P3С-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
32ПС 110/35/6кВ «Кошильская», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.2ТФЗМ 35А-ХЛ1 Ктт=200/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 26418-04ЗНОМ-35-65 Ктн=35000/√3/ 100/√3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-07EA05RL-P3С-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
33ПС 110/35/6кВ «Кошильская», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.8ТФЗМ 35А-ХЛ1 Ктт=200/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 26418-04ЗНОМ-35-65 Ктн=35000/√3/ 100/√3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-07EA05RL-P3С-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
34ПС 110/35/6кВ «Кошильская», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.7GIF 40,5 Ктт=400/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 30368-10ЗНОМ-35-65 Ктн=35000/√3/ 100/√3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-07EA05RL-P3С-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08HP ProLiant DL360 G6 HP ProLiant DL360 G4рактивная реактивная1,0 1,82,2 4,9
35ПС 110/35/6кВ «Ермаковская», ЗРУ-6кВ №1 ДНС-1, 1С-6кВ ввод №1ТОЛ 10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 7069-02НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70EA05RL-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
36ПС 110/35/6кВ «Ермаковская», ЗРУ-6кВ №1 ДНС-1, ТСН-1 0,4кВТОП-0,66 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5 Рег. №‒EA05L-B-4 Кл.т. 0,5S Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
37ПС 110/35/6кВ «Ермаковская», ЗРУ-6кВ №1 ДНС-1, 2С-6кВ ввод №2ТОЛ 10 Ктт=1500/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70EA05RL-P3B-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
38ПС 110/35/6кВ «Ермаковская», ЗРУ-6кВ №1 ДНС-1, ТСН-2 0,4кВТОП-0,66 Ктт=100/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 47959-11‒EA05L-B-4 Кл.т. 0,5S Рег. № 16666-97TK16L. 10 Рег. № 39562-08
39ПС 110/35/6кВ «Ермаковская», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.1ТОЛ-СЭЩ-35-IV Ктт=300/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 47124-11НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08HP ProLiant DL360 G6 HP ProLiant DL360 G4рактивная реактивная1,1 2,33,0 4,7
40ПС 110/35/6кВ «Ермаковская», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.2ТОЛ-СЭЩ-35-IV Ктт=300/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 47124-11НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08
41ПС 110/35/6кВ «Ермаковская», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.3ТОЛ 35-II Ктт=300/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 21256-03НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08
42ПС 110/35/6кВ «Ермаковская», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ Ф.4ТФЗМ 35А-У1 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 26417-06НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12TK16L. 10 Рег. № 39562-08
43ПС 110/35/6кВ «КС Хохряковская», ОРУ-110кВ 1С-110кВ, Ввод Т1 110кВTG 145 N Ктт=300/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 30489-05CPB 123 Ктн=110000/√3/ 100/√3 Кл.т. 0,2 Рег. № 15853-96СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04TK16L. 10 Рег. № 39562-08HP ProLiant DL360 G6 HP ProLiant DL360 G4рактивная реактивная0,6 1,11,4 2,8
44ПС 110/35/6кВ «КС Хохряковская», ОРУ-110кВ 2С-110кВ, Ввод Т2 110кВTG 145 N Ктт=300/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 30489-05CPB 123 Ктн=110000/√3/ 100/√3 Кл.т. 0,2 Рег. № 15853-96СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04TK16L. 10 Рег. № 39562-08
45ПС-110/35/6кВ «Ореховская», ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, яч.4ТОЛ-СЭЩ-35-IV Ктт=300/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 47124-11НАМИ-35 УХЛ1 Ктн=35000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 19813-09СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12E-422. GSM Рег. № 46553-11
* Примечания В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут. Основная погрешность рассчитана для следующих условий: параметры сети: напряжение (0,95-1,05)·Uн; сила тока (1,0-1,2)·Iн; cos(=0,9инд. (sin(=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл; температура окружающей среды: (20±5) °С. Рабочие условия эксплуатации: Для ТТ и ТН: параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)·Uн1; диапазон силы первичного тока для ИК №№ 1, 3, 4, 6-14, 19-22, 27-30, 32, 33, 35-38, 42 (0,05-1,2)·Iн1, для ИК №№ 2, 5, 15-18, 23-26, 31, 34, 39-41, 43-45 (0,01-1,2)·Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц; температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С; относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С; атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа. Для счётчиков электрической энергии: параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)·Uн2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)·Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл; температура окружающего воздуха для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до плюс 60 °С; для счётчиков типа ЕвроАЛЬФА от минус 40 до плюс 70 °С относительная влажность воздуха для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 не более 90 % при плюс 30 °С; для счётчиков типа ЕвроАЛЬФА не более 95 % при плюс 30 °С; атмосферное давление для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 от 70,0 до 106,7 кПа; для счётчиков типа ЕвроАЛЬФА от 60,0 до 106,7 кПа. Для аппаратуры передачи и обработки данных: параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц; температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С; относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 35 °С; атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа. Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 3, 4, 6-14, 19-22, 27-30, 32, 33, 35-38, 42 указана для силы тока 5 % от Iном, для ИК №№ 2, 5, 15-18, 23-26, 31, 34, 39-41, 43-45 - для силы тока 2 % от Iном, cos(=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С. Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается замена УСПД и РСТВ-01-01 на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты АИИС КУЭ, должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ). Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ; счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч; счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч; счётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч; контроллер E-422.GSM - среднее время наработки на отказ не менее Т=55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч; TK16L.10, TK16L.11 - среднее время наработки на отказ не менее Т=55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч; РСТВ-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т=55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч; сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=20000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч. Надежность системных решений: защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания; резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи. В журналах событий фиксируются факты: журнал счётчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счётчике. журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счётчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счётчиком. Защищённость применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счётчика электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД; сервера. защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счётчика электрической энергии; УСПД; сервера. Возможность коррекции времени в: счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована); ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений; о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 5 лет; счётчик электрической энергии ЕвроАЛЬФА - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 180 суток; при отключении питания - не менее 5 лет; контроллер E-422.GSM - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет; TK16L.10, TK16L.11 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 4 лет; сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонентаТип компонентаКоличество
123
Трансформаторы токаТФЗМ 35А-У13 шт.
Трансформаторы токаТФН-35М2 шт.
Трансформаторы токаТОЛ 3514 шт.
Трансформаторы токаТФЗМ 35Б-I ХЛ11 шт.
Трансформаторы токаТФЗМ 35А-ХЛ18 шт.
Трансформаторы тока шинныеТЛШ4 шт.
Трансформаторы тока опорныеТОП-0,6630 шт.
Трансформаторы токаТОЛ 1012 шт.
Трансформаторы токаGIF 40,512 шт.
Трансформаторы токаТЛМ-104 шт.
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ-35-IV9 шт.
Трансформаторы токаTG 1456 шт.
Трансформаторы напряженияНАМИ-35 УХЛ19 шт.
Трансформаторы напряженияНТМИ-6-669 шт.
Трансформаторы напряженияНАМИ-101 шт.
Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-656 шт.
Трансформаторы напряженияCPB 1236 шт.
Счётчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М19 шт.
Продолжение таблицы 3
123
Счётчики электроэнергии многофункциональныеЕвроАЛЬФА24 шт.
Счётчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.032 шт.
КонтроллерыE-422.GSM1 шт.
Контроллеры терминальныеTK16L.107 шт.
Контроллеры терминальныеTK16L.112 шт.
Радиосерверы точного времениРСТВ-011 шт.
АРМ АО «ЕЭСнК»НР Compaq dc79001 шт.
Сервер АО «Самотлорнефтегаз»HP ProLiant DL360 G61 шт.
Сервер АО «ННП»HP ProLiant DL360 G4p1 шт.
Методика поверки-1 экз.
Паспорт-формулярЦПА.424340. 2016АС001-ННП.ФО1 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 66893-17 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННП». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 19.01.2017 г. Документы на поверку измерительных компонентов: ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»; ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»; счётчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.; счётчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.; счётчик ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом «Методика поверки. Многофункциональный микропроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА)», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1998 г.; контроллер E-422.GSM - в соответствии с документом АВБЛ.468212.062 МП «Контроллеры E-422.GSM. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.; TK16L.10, TK16L.11 - в соответствии с документом АВБЛ.468212.037 МП «Контроллеры терминальные TK16L.10, TK16L.11. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.; РСТВ-01 - в соответствии с документом ПЮЯИ.468212.039 МП «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011 г. Основные средства поверки: средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»; средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный № 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 %. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННП» 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
ЗаявительЗакрытое акционерное общество «Центр промышленной автоматизации» (ЗАО «ЦПА») ИНН 5040099482 Юридический адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д.21, корп. 41 Адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д.21, корп. 41, оф. 28 Телефон: (499) 286-26-10 Web-сайт: www.цпа.рф E-mail: secr@pa-center.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «Испытательный центр разработок в области метрологии» (ООО «ИЦРМ») Адрес: 142700, Московская область, Ленинский район, г. Видное, Промзона тер. корп. 526 Телефон: (495) 278-02-48 Web-сайт: www.ic-rm.ru Аттестат аккредитации ООО «ИЦРМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311390 от 18.11.2015 г.