56253-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 56253-14
Производитель / заявитель: ООО "Росэнергосервис", г.Владимир
Скачать
56253-14: Описание типа СИ Скачать 115.4 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 56253-14
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2014
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 43 п. 06 от 24.01.2014
Производитель / Заявитель

ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 56253-14
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

56253-14: Описание типа СИ Скачать 115.4 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

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

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 преобразуют 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 поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени , на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и вре-

мени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД 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 ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА» используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 11, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1

- Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Альфа-ЦЕНТР»

программа-планировщик опроса и передачи данных

amrserver.exe

v.11.04.01

582b756b2098a 6dabbe52eae57 e3e239

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

amrc.exe

b3bf6e3e5100c 068b9647d2f9b fde8dd

драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

amra.exe

764bbe1ed8785 1a0154dba8844 f3bb6b

драйвер работы с БД

cdbora2.dll

7dfc3b73d1d1f 209cc4727c965 a92f3b

библиотека шифрования пароля счетчиков

encryptdll.dll

0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-ЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 4459510.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-ЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

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

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

По-грешнос ть в рабочих услови-

1

2

3

4

5

6

7

8

ях9 %

ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА»

1

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.62

ТПШЛ-10

Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 7742; Зав. № 8370; Зав. № 4097

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № СВПА

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305074218

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

2

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.36

ТПШЛ-10

Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 7776; Зав. № 7778; Зав. № 2872

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 1287

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073089

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.55

ТПШЛ-10

Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 7805; Зав. № 8342; Зав. № 8345

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305074132

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

4

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.5

ТПШЛ-10

Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 8096; Зав. № 4098; Зав. № 612

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073126

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

5

ПС 110/10/6 кВ

ТПА ТСН-1 п.49

Т-0,66

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 45482; Зав. № 42539; Зав. № 42357

-

ПСЧ-4ТМ.05.16

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305074181

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,1

6

ПС 110/10/6 кВ ТПА ТСН-2 п.51

Т-0,66

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 042513; Зав. № 042185; Зав. № 175512

-

ПСЧ-4ТМ.05.16

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305072185

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,1

7

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.4

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 08219; Зав. № 08218

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073115

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.8

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 93209; Зав. № 93239

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073060

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

9

ПС 110/10/6 кВ

ТПА яч.11

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 08675; Зав. № 55636

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612112383

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

10

ПС 110/10/6 кВ

ТПА яч.13

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 73935; Зав. № 73887

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073144

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

11

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.33

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 50058; Зав. № 50028

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305072235

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

12

ПС 110/10/6 кВ

ТПА яч.61

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 86132; Зав. № 20030

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073112

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

13

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.23

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 78778; Зав. № 10607

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073099

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

14

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.35

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 45734; Зав. № 49713

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305072231

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

15

ПС 110/10/6 кВ

ТПА яч.15

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 27661; Зав. № 24400

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0318088551

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

16

ПС 110/10/6 кВ

ТПА яч.14

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 57024; Зав. № 55610

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176

ПСЧ-4ТМ.05.08

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0311071969

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

17

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.59

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 82434; Зав. № 12136

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073118

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

18

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч.29

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 14862; Зав. № 09477

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0305073108

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

19

2РП 6кВ ОАО

ПТПА яч.17 ЗАО ПКТБК

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 94881; Зав. № 94853

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 9284

ПСЧ-4ТМ.05.08

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0301080055

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

20

2РП 6кВ ОАО ПТПА яч.22 ЗАО ПКТБК

ТПЛМ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 56245; Зав. № 57637

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9284

ПСЧ-4ТМ.05.08

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0304082113

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

21

6ТП РУ-0,4кВ атв.№7

ТТИ

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 39463; Зав. № 39468; Зав. № 39477

-

ПСЧ-4ТМ.05М.10

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612100365

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

22

1 РП 10кВ яч.10

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 8117; Зав. № 8021

ЗНОЛП

Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3

Зав. № 19166;

Зав. № 19159;

Зав. № 19170

ПСЧ-4ТМ.05.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0318088007

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

23

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 58 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 23083; Зав. № 28070

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № СВПА

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136223

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

24

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 56 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 28713; Зав. № 16440

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № СВПА

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136183

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

25

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 52 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 78199; Зав. № 14396

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № СВПА

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136237

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

26

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 42 ПГВ110/6-10кВ

ОАО ПТПА

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 1325; Зав. № 1612

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 1287

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136009

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

27

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 44 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 4604; Зав. № 4505

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1287

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809135994

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

28

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 46 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 65412; Зав. № 65413

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1287

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136017

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

29

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 30 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 51935; Зав. № 52354

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 1287

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136153

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

30

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 54 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 21289; Зав. № 21275

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № СВПА

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809135033

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

31

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 6 ПГВ 110/6-10кВ ОАО

ПТПА

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 10011; Зав. № 13828

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809130113

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

32

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 31 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 35355; Зав. № 60067

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 7731

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136003

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

33

ПС 110/10/6 кВ ТПА яч. 2 ПГВ 110/6-10кВ ОАО ПТПА

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 93483; Зав. № 93763

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 6176

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136274

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

34

7РП-10кВ ОАО ПТПА яч. 4

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 3623; Зав. № 2390

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1593

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809135974

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

35

7РП-10кВ ОАО ПТПА яч.11

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 4272; Зав. № 18090

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1452

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809136072

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

36

ПС 110/10/6 кВ

ТПА яч. 28 8ТП-6кВ ОАО

ПТПА

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 13648; Зав. № 78182

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 1287

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809135143

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

37

7РП-10кВ ОАО ПТПА

яч.2 44ТП-10кВ ОАО ПТПА

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 7335; Зав. № 7504

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1593

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0809130093

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

38

21ТП-6кВ РУ-0,4кВ ООО «ЛМЗ «Маш-Сталь» Резервное питание ПГВ 110/6-10 кВ ОАО «ПТПА»

Т-0,66

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 00140; Зав. № 00032; Зав. № 00160

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810100305

-

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

39

52ТП-10кВ РУ-0,4кВ авт. №6 ООО «ЛМЗ «МашСталь» КПП Северные ворота ОАО «ПТПА»

ТТЭ А Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 2443; Зав. № 2444; Зав. № 2442

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810100332

-

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C;

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл;

- для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Пензтяжпромарматура» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера БД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере БД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТПШЛ-10

1423-60

12

Трансформатор тока

Т-0,66

22656-07

6

Трансформатор тока

Т-0,66

36382-07

3

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

1856-63

40

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

8

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2363-68

2

Трансформатор тока

ТТИ

28139-12

3

Трансформатор тока

ТОЛ-10

7069-02

6

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2473-05

2

Трансформатор тока

ТОЛ-10

47959-11

2

Трансформатор тока

ТТЭ А

32501-08

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

831-53

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

831-69

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-10

23544-02

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05.12

27779-04

15

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05.16

27779-04

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.12

36355-07

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05.08

27779-04

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.10

36355-07

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-12

15

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.08

36697-12

2

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 56253-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПЕНЗТЯЖПРО-МАРМАТУРА». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИ-ИМС» в декабре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

• трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

• трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

• по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

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

• счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по документу ИЛГШ.411152.126 РЭ1 Методика поверки, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2005 г.;

• счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика поверки, согласованному с с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

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

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

• 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 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «ПЕНЗТЯЖПРОМАРМАТУРА», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

- при осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал ОАО «Пивоваренная компания «Балтика»- «Балтика -Новосибирск» учет в РП-1 10 кВ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реакт...
56255-14
ТВ-ЭК исп. М1, М2, М3 Трансформаторы тока
ООО "Электрощит-К°", пос.Бабынино
Трансформаторы тока ТВ-ЭК исп. М1, М2, М3 (далее - трансформаторы) предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления в установках переменного тока. Трансформаторы предназначены для ра...
56256-14
GasBadge Plus, GasBadge Pro Газоанализаторы
Фирма "Industrial Scientific Corporation", США
Переносные газоанализаторы GasBadge Plus и GasBadge Pro используется для анализа концентрации токсичных газов и недостатка кислорода для защиты персонала. "Интеллектуальные" взаимозаменяемые датчики позволяют оперативно настроить прибор для контроля...
Дозаторы VITLAB® модификаций genius, simplex, simplex fix, ТА, piccolo (далее- дозаторы) фирмы VITLAB GmbН (Германия) предназначены для измерения объема дозируемых жидкостей.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти №207 на территории Миннибаевского центрального пункта сбора высокосернистой нефти НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного измерения массы брут...