|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 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.№ 2018АС003 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и базы данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующее УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД по каналу связи стандарта GSM или по проводным линиям связи поступает на сервер, где осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От сервера информация передается в локальную вычислительную сеть, далее по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 – на АРМ ПАО «Мосэнергосбыт».
Передача информации от АРМ ПАО «Мосэнергосбыт» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал 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 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 электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, радиосервер точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с РСТВ-01-01 осуществляется непрерывно. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов каждого УСПД с часами сервера осуществляется 1 раз в 30 мин. Корректировка часов УСПД производится при расхождении часов УСПД и часов сервера на величину более ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется 1 раз в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+» версии не ниже 5.853. 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.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Server_MZ4.dll | PD_MZ4.dll | ASCUE_MZ4.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.1.1 | | Цифровой идентификатор ПО | f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c | 2b63c8c01bcd61c4f5b15e097f1ada2f | cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | | 1 | Первомайская ТЭЦ 110/6 кВ, РУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Первомайская-Малахово-1 | ТФЗМ 150А-1У1Кл.т. 0,51200/5Рег. № 5313-76
Фазы: А; В; С | I СШ:
НКФ-110-57 У1Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | ТМО1900 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 2 | Первомайская ТЭЦ 110/6 кВ, РУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Первомайская-Малахово-2 | ТФЗМ 150А-1У1
Кл.т. 0,5
1200/5
Рег. № 5313-76
Фазы: А; В; С | II СШ:
НКФ-110-57 У1Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 3 | Первомайская ТЭЦ 110/6 кВ, РУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Первомайская-КС-9 | TG145NКл.т. 0,5S600/5Рег. № 30489-09
Фазы: А; В; С | I СШ:
НКФ-110-57 У1Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | | 4 | Первомайская ТЭЦ 110/6 кВ, РУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Первомайская-Восточная | TG145NКл.т. 0,5S1200/5Рег. № 30489-09
Фазы: А; В; С | I СШ:
НКФ-110-57 У1Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | ТМО1900 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 5 | Первомайская ТЭЦ 110/6 кВ, РУ-110 кВ, ОВВ-110 кВ | TG145NКл.т. 0,5S1200/5Рег. № 30489-09
Фазы: А; В; С | I СШ:
НКФ-110-57 У1Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 6 | Первомайская ТЭЦ 110/6 кВ, РУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Щекино-Первомай-ская-1 | TG145NКл.т. 0,5S1200/5Рег. № 30489-09
Фазы: А; В; С | I СШ:
НКФ-110-57 У1Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 7 | Первомайская ТЭЦ 110/6 кВ, РУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Щекино-Первомай-ская-2 | TG145NКл.т. 0,5S1200/5Рег. № 30489-09
Фазы: А; В; С | II СШ:
НКФ-110-57 У1Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 8 | Первомайская ТЭЦ 110/6 кВ, РУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Первомайская-Западная | TG145NКл.т. 0,5S600/5Рег. № 30489-09
Фазы: А; В; С | II СШ:
НКФ-110-57 У1Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 9 | Первомайская ТЭЦ 110/6 кВ, РУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Первомайская-Капролактам | TG145NКл.т. 0,5S600/5Рег. № 30489-09
Фазы: А; В; С | II СШ:
НКФ-110-57 У1Кл.т. 0,5110000/√3/100/√3Рег. № 14205-94
Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | ТМО1900 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 10 | ПС № 93 «Западная» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 1сш яч.11 | ТПШЛ-10
Кл.т. 0,5
4000/5
Рег. № 1423-60
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 11 | ПС № 93 «Западная» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 3сш яч.23 | ТЛШ-10У3Кл.т. 0,53000/5Рег. № 6811-78
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 12 | ПС № 93 «Западная» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 5сш яч.37 | ТПШЛ-10Кл.т. 0,55000/5Рег. № 1423-60
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 13 | ПС № 93 «Западная» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 2сш яч.7 | ТПШЛ-10Кл.т. 0,54000/5Рег. № 1423-60
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 14 | ПС № 93 «Западная» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 4сш яч.27 | ТЛШ-10У3Кл.т. 0,53000/5Рег. № 6811-78
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 15 | ПС № 93 «Западная» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 6сш яч.41 | ТПШЛ-10Кл.т. 0,55000/5Рег. № 1423-60
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | ТМО1900 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 16 | ПС № 264 «Капролактам» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 1сш яч.19 | ТПШЛ-10Кл.т. 0,53000/5Рег. № 1423-60
Фазы: А; С | НТМИ-6-66Кл.т. 0,56000/100Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 17 | ПС № 264 «Капролактам» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 5сш яч.29 | ТПШЛ-10Кл.т. 0,53000/5Рег. № 1423-60
Фазы: А; С | НТМИ-6-66Кл.т. 0,56000/100Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 18 | ПС № 264 «Капролактам» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 7сш яч.69 | ТШЛ-10У3Кл.т. 0,53000/5Рег. № 3972-73
Фазы: А; С | НТМИ-6-66Кл.т. 0,56000/100Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 19 | ПС № 264 «Капролактам» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 2сш яч.14 | ТПШЛ-10Кл.т. 0,53000/5Рег. № 1423-60
Фазы: А; С | НТМИ-6-66Кл.т. 0,56000/100Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 20 | ПС № 264 «Капролактам» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 6сш яч.30 | ТПШЛ-10Кл.т. 0,53000/5Рег. № 1423-60
Фазы: А; С | НТМИ-6-66Кл.т. 0,56000/100Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 21 | ПС № 264 «Капролактам» 110/6 кВ РУ-6кВ ввод 8сш яч.66 | ТЛШ-10Кл.т. 0,52000/5Рег. № 6811-78
Фазы: А; С | НТМИ-6-66Кл.т. 0,56000/100Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | ТМО1900 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 22 | ПС 110 кВ Восточная, ЗРУ-6 кВ, яч. 22 | ТПЛ-10-М
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 47958-11
Фазы: А; С | III СШ:
НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 23 | ПС 110 кВ Восточная, ЗРУ-6 кВ, яч. 51 | ТПЛ-10-МКл.т. 0,5300/5Рег. № 47958-11
Фазы: А; С | II СШ:
НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 24 | ПС 110 кВ Восточная, ЗРУ-6 кВ, яч. 10 | ТПЛ-10-МКл.т. 0,5300/5Рег. № 47958-11
Фазы: А; С | III СШ:
НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 25 | ПС 110 кВ Восточная, ЗРУ-6 кВ, яч. 39 | ТПЛ-10-МКл.т. 0,5300/5Рег. № 47958-11
Фазы: А; С | II СШ:
НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 26 | ПС 110 кВ Восточная, ЗРУ-6 кВ, яч. 19 | ТПЛ-10-МКл.т. 0,5300/5Рег. № 47958-11
Фазы: А; С | I СШ:
НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | ТМО1900 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 27 | ПС 110 кВ Восточная, ЗРУ-6 кВ, яч. 42 | ТПЛ-10-МКл.т. 0,5300/5Рег. № 47958-11
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 28 | ПС №140 «Восточная» 110/6 кВ РУ-6кВ 1сш яч.11 | ТПОЛ-10Кл.т. 0,5600/5Рег. № 1261-59
Фазы: А; С | I СШ:
НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 29 | ПС №140 «Восточная» 110/6 кВ, РУ-6кВ 1сш яч.13 | ТПОЛ-10Кл.т. 0,5600/5Рег. № 1261-59
Фазы: А; С | I СШ:
НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 30 | ПС №140 «Восточная» 110/6 кВ РУ-6кВ 6сш яч.113 | ТПОЛ-10Кл.т. 0,5300/5Рег. № 1261-02
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | | 31 | ПС №140 «Восточная» 110/6 кВ, РУ-6кВ 2сш яч.53 | ТПОЛ-10Кл.т. 0,5600/5Рег. № 1261-59
Фазы: А; С | II СШ:
НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSMРег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | ТМО1900 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 32 | ПС №148 «Воздремо» 35/6 кВ РУ-6кВ 1с.ш. яч.6 | ТПОЛ-10Кл.т. 0,5800/5Рег. № 1261-59
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 33 | ПС №148 «Воздремо» 35/6 кВ РУ-6кВ 2с.ш. яч.19 | ТПОЛ-10Кл.т. 0,5800/5Рег. № 1261-59
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 34 | ПС №50 «Упа» 35/6 кВ РУ-6кВ Упа-1 1 с.ш. яч. 19 | ТПОЛ-10Кл.т. 0,5600/5Рег. № 1261-59
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 35 | ПС №50 «Упа» 35/6 кВ РУ-6кВ Упа-1 2 с.ш. яч. 16 | ТПОЛ-10Кл.т. 0,5600/5Рег. № 1261-59
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 36 | ПС №50 «Упа» 35/6 кВ, ТСН-1, ввод 0,4 кВ | Т-0,66Кл.т. 0,55/5Рег. № 22656-02
Фазы: А; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 37 | ПС №50 «Упа» 35/6 кВ, ТСН-2, ввод 0,4 кВ | Т-0,66Кл.т. 0,55/5Рег. № 22656-02
Фазы: А; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | ТМО1900 | Активная
Реактивная | 1,0
2,1 | 3,2
5,5 | | 38 | ПС №50 «Упа» 35/6 кВ РУ-6кВ Упа-2, 1с.ш. яч.9 | ТПФ10
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 517-50
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 39 | ПС №50 «Упа» 35/6 кВ РУ-6кВ Упа-2, 1с.ш. яч.11 | ТПФМ-10Кл.т. 0,5150/5Рег. № 814-53
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 40 | ПС №50 «Упа» 35/6 кВ РУ-6кВ Упа-2, 2с.ш. яч.2 | ТПФ10Кл.т. 0,5100/5Рег. № 517-50
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 41 | ПС №44 6/0,4 кВ РУ-6 кВ, 1сш яч.4 | ТПОЛ-10Кл.т. 0,5400/5Рег. № 47958-11
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 42 | ПС №44 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. яч.16 | ТПЛ-10-МКл.т. 0,5400/5Рег. № 47958-11
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 43 | РП-6, РУ-6кВ, 1 с.ш. яч.7 | ТПЛМ-10Кл.т. 0,5200/5Рег. № 2363-68
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | ТМО1900 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 44 | РП-6, РУ-6кВ, 2 с.ш. яч.8 | ТПЛМ-10Кл.т. 0,5200/5Рег. № 2363-68
Фазы: А; С | НТМИ-6Кл.т. 0,56000/100Рег. № 831-53
Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 45 | КНТП-400 6/0,4 кВ, ВРУ-0,4 кВ яч.1 | Т-0,66
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. № 52667-13
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 46 | ПС-32 6/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ, 1 с.ш., п.8 | Т-0,66Кл.т. 0,5S100/5Рег. № 52667-13
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 47 | ПС-32 6/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ, 2 с.ш., п.23 | Т-0,66
Кл.т. 0,5S
100/5
Рег. № 52667-13
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 48 | ПС-33 6/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ, 1 с.ш., п.9 | ТШП-0,66Кл.т. 0,51200/5Рег. № 58385-14
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 49 | ПС-33 6/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ, 2 с.ш., п.5 | ТШП-0,66Кл.т. 0,51200/5Рег. № 58385-14
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01
Рег. № 40586-12 | ТМО1900 | Активная
Реактивная | 1,0
2,1 | 3,2
5,5 | | 50 | ПС-59а 6/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ, 1 с.ш., п.2 | Т-0,66Кл.т. 0,5S400/5Рег. № 52667-13
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 51 | ПС-59а 6/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ, 2 с.ш., п.6 | Т-0,66Кл.т. 0,5S400/5Рег. № 52667-13
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 52 | ТП-72 6/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ, 1 с.ш., п.2 | ТШП М-0,66 УЗКл.т. 0,5600/5Рег. № 59924-15
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | 53 | ТП-72 6/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ, 2 с.ш., п.4 | ТШП М-0,66 УЗКл.т. 0,5600/5Рег. № 59924-15
Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 64450-16 | Е-422.GSM
Рег. № 46553-11 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 3-9, 45-47, 50, 51 указана для тока 2 % от Iном, для остальных ИК – для тока 5 % от Iном; cos( = 0,8инд.
Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и РСТВ-01-01 на аналогичные утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 53 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3-9, 45-47, 50, 51
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3-9, 45-47, 50, 51
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +5 до +30
от 0 до +40
от +10 до +25 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000
2
165000
2
55000
24 | | Продолжение таблицы 3 | | 1 | 2 | | для РСТВ-01-01
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 55000
2
85000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113
40
45
10
3,5 |
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчика:
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:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. | | Трансформаторы тока | ТФЗМ 150А-1У1 | 6 | | Трансформаторы тока | TG145N | 21 | | Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 16 | | Трансформаторы тока | ТЛШ-10У3 | 4 | | Трансформаторы тока | ТШЛ-10У3 | 2 | | Трансформаторы тока | ТЛШ-10 | 2 | | Трансформаторы тока проходные | ТПЛ-10-М | 14 | | Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 16 | | Трансформаторы тока | Т-0,66 | 19 | | Трансформаторы тока | ТПФ10 | 4 | | Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 2 | | Трансформаторы тока проходные | ТПОЛ-10 | 2 | | Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 4 | | Трансформаторы тока | ТШП-0,66 | 6 | | Трансформаторы тока | ТШП М-0,66 УЗ | 6 | | Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 21 | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 6 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 51 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 2 | | Контроллеры | Е-422.GSM | 10 | | Радиосерверы точного времени | РСТВ-01-01 | 1 | | Сервер | ТМО1900 | 1 | | Методика поверки | МП ЭПР-122-2018 | 1 | | Паспорт-формуляр | ЦПА.424340.2018АС003-ЩА.ФО | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП ЭПР-122-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 13.12.2018 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Закрытое акционерное общество «Центр промышленной автоматизации» (ЗАО «ЦПА»)
ИНН 5040099482
Адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28
Юридический адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41
Телефон: (499) 286-26-10
Web-сайт: цпа.рф
E-mail: secr@pa-center.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
| |
