Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ТатРИТЭКнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 79199-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТИП «ТатРИТЭКнефть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 79199-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ТатРИТЭКнефть" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 79199-20: Описание типа СИ | Скачать | 113.8 КБ | |
| 79199-20: Методика поверки МП 26.51.43/06/20 | Скачать | 9.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП «ТатРИТЭКнефть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии и интеллектуальные приборы учета электроэнергии (далее-счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) Dell PowerEdge R430, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000. Сервер», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача измерительной информации.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации . АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации времени УСВ-3, принимающее сигналы точного времени от спутников навигационных систем (ГЛОНАСС/GPS) и обеспечивающее автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.
Синхронизация времени сервера выполняется автоматически, при расхождении времени сервера с временем УСВ-3 более чем на 1 с, с установленным интервалом проверки текущего времени.
В процессе сбора информации из счетчиков электрической энергии (далее-счетчик) с периодичностью 1 раз в 30 минут, сервер автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках и в случае расхождения времени сервера с временем счетчиков более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000. Сервер» (Версия 30.01/2014/С-50).
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УССВ/ Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 35 кВ Мельниковская, ОРУ-35 кВ, Ввод-1 35 кВ |
ТФЗМ 35Б-1 У1 150/5, КТ 0,5 Рег. № 26419-04 |
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3, рег. № 6424216/ Dell PowerEdge R430 |
|
2 |
ПС 35 кВ Мельниковская, ОРУ-35 кВ, Ввод-2 35 кВ |
ТФЗМ 35Б-1 У1 150/5, КТ 0,5 Рег. № 26419-04 |
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 2, ВЛ10 кВ ф.2 |
ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430 |
|
4 |
ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 7, ВЛ10 кВ ф.7 |
ТПЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 2363-68 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
5 |
ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 8, ВЛ10 кВ ф.8 |
ТПЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 2363-68 ТПЛ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. №1276-59 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
6 |
ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 10, ВЛ-10 кВ ф.10 |
ТВК-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 8913-82 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
7 |
ПС 35 кВ Киязлинская, Ввод 35 кВ Т-1 |
ТОЛ 35 150/5, КТ 0,5S Рег. №21256-03 |
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
8 |
ПС 35 кВ Киязлинская, Ввод 35 кВ Т-2 |
ТОЛ 35 150/5, КТ 0,5S Рег. №21256-03 |
НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
9 |
ПС 110 кВ Каргали, ЗРУ 6 кВ, 1С 6 кВ, яч. 101, ВЛ-6 кВ ф.101 |
ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 |
TJP 4 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 62758-15 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
10 |
ПС 110 кВ Каргали, ЗРУ 6 кВ, 2С 6 кВ, яч. 202, ВЛ-6 кВ ф.202 |
ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 |
TJP 4 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 62758-15 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
11 |
ПС 35 кВ Черёмухово, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 6, ВЛ10 кВ ф.6 |
ТВК-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 8913-82 |
НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R КТ 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
12 |
ПС 110 кВ Ильбухтино, КРУН 6 кВ, 1С 6 кВ, яч. 7, ВЛ-6 кВ ф.7 |
ТЛК-10-6 150/5, КТ 0,5 Рег. №9143-06 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег.№2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430 |
|
13 |
ПС 110 кВ Ильбухтино, КРУН 6 кВ, 2С 6 кВ, яч. 8, ВЛ-6 кВ ф.8 |
ТЛК-10-6 150/5, КТ 0,5 Рег. №9143-06 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег.№2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
14 |
ПС 35 Кузкеево, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 9, КВЛ-10 кВ ф.9 |
ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. №32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 КТ 0,5 Рег.№20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
15 |
ВЛБ-10 кВ №1, Ввод 10 кВ |
ТЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. №2473-00 |
НАМИТ-10-2УХЛ2 10000/100 КТ 0,5 Рег. №11094-87 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
16 |
ВЛБ-10 кВ №2, Ввод 10 кВ |
ТОЛ 10-I 100/5, КТ 0,5 Рег. №15128-03 |
ЗНОЛП 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 23544-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
17 |
ВЛ-10 кВ ф.4 от ПС 110 кВ Дружба, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №1, ПКУ-10 кВ №1, Ввод 10 кВ |
ТОЛ 10-I 100/5, КТ 0,5S Рег. №15128-07 |
ЗНОЛП 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 23544-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
18 |
ВЛ-10 кВ ф.5 от ПС 35 кВ Н. Курмашево, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №2, ПКУ-10 кВ №2, Ввод 10 кВ |
ТОЛ 10-I 50/5, КТ 0,5 Рег. №15128-07 |
ЗНОЛП 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 23544-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
19 |
ВЛ-10 кВ ф.47-07 от ПС 35 кВ Терси, оп. 530, отпайка в сторону КТП 10 кВ скв. №69 |
- |
- |
РиМ 384.02/2 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 | |
|
20 |
ВЛ-10 кВ ф.47-03 от ПС 35 кВ Терси, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №3, ПКУ-10 кВ №3, Ввод 10 кВ |
ТОЛ-10-I 50/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 |
ЗНОЛП 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 23544-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
21 |
КТП 10 кВ №1, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 50/5, КТ 0,5 Рег. №22656-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430 |
|
22 |
КТП 10 кВ №4, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 50/5, КТ 0,5 Рег. №22656-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
23 |
КТП 10 кВ №3, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 50/5, КТ 0,5 Рег. №22656-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
24 |
ВЛ-10 кВ ф.44-04 от ПС 35 кВ Кучуково, оп. 67, отпайка в сторону КТП 10 кВ скв. №37 |
- |
- |
РиМ 384.02/2 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 | |
|
25 |
ВЛ-10 кВ ф.44-03 от ПС 35 кВ Кучуково, оп. 325, отпайка в сторону КТП 10 кВ скв. №244 |
- |
- |
РиМ 384.02/2 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 | |
|
26 |
ВЛ-10 кВ ф.40-02 от ПС 110 кВ Чекалда, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №7, оп. 4, ПКУ-10 кВ №7, Ввод 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 |
3НОЛПМ-10 10500:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35505-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
27 |
ВЛБ-6 кВ №3, Ввод 6 кВ |
ТЛК-10 50/5, КТ 0,5 Рег. № 9143-06 |
НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
28 |
КТП 6 кВ №2, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ |
ТИИ-А 150/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
29 |
КТП 6 кВ №1, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 600/5, КТ 0,5 Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
30 |
ПС 110 кВ Костенеево, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 15, КЛ-10 кВ ф.13-15 |
ТЛМ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. №2473-69 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R КТ 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
УСВ-3, рег. № 64242-16/Dell PowerEdge R430 |
|
31 |
ПС 35 кВ Морты-1, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 9, ВЛ-10 кВ ф.18-09 |
ТЛМ-10 50/5, КТ 0,5 Рег. №2473-00 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R КТ 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
|
32 |
ВЛ-10 кВ ф.69-23 от ПС 110 кВ Мамадыш, оп. 77, ПКУ-10 кВ №10, Ввод 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 50/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НОЛ-СЭЩ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 35955-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
33 |
ВЛ-10 кВ ф.49-01 от ПС 35 кВ Кадыбаш, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №8, оп.2, ПКУ-10 кВ №8, Ввод 10 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 1276-59 |
ЗНОЛПМ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. №35505-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
34 |
ВЛ-10 кВ ф.66-04 от ПС 110 кВ Секинесь, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №9, оп. 1А, ПКУ-10 кВ №9, Ввод 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 2473-00 |
ЗНОЛПМ-10 10500:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. №35505-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
35 |
ВЛ-10 кВ ф.6 от ПС 110 кВ Киясово, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №1, ПКУ-10 кВ №1, Ввод 10 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 1423-60 |
3НОЛП-НТЗ-10 10500:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
36 |
ВЛ-10 кВ ф.6 от ПС 110 кВ Киясово, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №2, ПКУ-10 кВ №2, Ввод 10 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 1423-60 |
3НОЛП-НТЗ-10 10500:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
37 |
ВЛ-10 кВ ф.13 от ПС 35 кВ Быргында, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №3, ПКУ-10 кВ №3, Ввод 10 кВ |
ТЛК-10 30/5, КТ 0,5 S Рег. №9143-06 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 55024-13 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
УСВ-3, рег. № 64242-16 /Dell PowerEdge R430 |
|
38 |
ВЛ-10 кВ ф.6 от ПС 110 кВ Арзамасцево, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №4, ПКУ-10 кВ №4, Ввод 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 3213906 |
3НОЛПМ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35505-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
|
39 |
ПС 35 кВ Киязлинская, РУ-10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 10, ВЛ-10 кВ ф.11 |
ТЛМ-10 50/5, КТ 0,5 Рег. №2473-00 |
НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. №11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
Примечания: 1 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. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1, 2,11-13 |
Активная |
1,1 |
2,9 |
|
Реактивная |
1,6 |
4,5 | |
|
19,24,25 |
Активная |
0,6 |
1,1 |
|
Реактивная |
1,1 |
2,8 | |
|
32 |
Активная |
1,2 |
3,0 |
|
Реактивная |
1,9 |
5,1 | |
|
17,26,33-38 |
Активная |
1,3 |
1,9 |
|
Реактивная |
2,1 |
3,6 | |
|
3-6,30,31,39 |
Активная |
1,0 |
2,0 |
|
Реактивная |
1,2 |
2,3 | |
|
7-10,14 |
Активная |
1,2 |
1,7 |
|
Реактивная |
1,8 |
2,7 | |
|
15, 16,18,20,27 |
Активная |
1,3 |
3,2 |
|
Реактивная |
2,0 |
5,2 | |
|
21-23, 28,29 |
Активная |
1,1 |
3,1 |
|
Реактивная |
1,8 |
5,1 |
Продолжение таблицы 3__________________________________________________________
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
39 |
|
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sm9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С СЭТ-4ТМ.03М ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R РиМ 384.02/2 - температура окружающей среды для сервера, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гц |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +40 от -40 до +60 от -25 до +45 от -45 до +75 от -40 до +55 от +10 до + 30 от 80,0 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R РиМ 384.02/2 УСВ-3 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 150000 220000 180000 35000 100000 1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования | |
|
30 мин, сут ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - каждого массива профиля при времени интегрирования |
114 |
|
30 мин, сут Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R |
113 |
|
- при отключенном питании (расчетные данные), лет |
10 |
|
- при отключенном питании (данные профиля нагрузки), лет РиМ 384.02/2 |
1 |
|
- данных в энергонезависимой памяти , лет Сервер БД: |
40 |
|
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
12 |
|
ТВК-10 |
4 | |
|
ТИИ-А |
3 | |
|
ТЛК-10 |
4 | |
|
ТЛК-10-6 |
4 | |
|
ТЛМ-10 |
10 | |
|
ТОЛ 10-I |
4 | |
|
ТОЛ 35 |
6 | |
|
ТОЛ-10-I |
4 | |
|
ТОЛ-НТЗ-10 |
9 | |
|
ТОЛ-СЭЩ-10 |
20 | |
|
ТПЛ-10 |
3 | |
|
ТПЛМ-10 |
3 | |
|
ТФЗМ 35Б-1 У1 |
4 | |
|
Трансформатор напряжения |
3НОЛПМ-10 |
12 |
|
3НОЛП-НТЗ-10 |
3 | |
|
TJP 4 |
6 | |
|
ЗНОЛП |
12 | |
|
ЗНОЛП-НТЗ-10 |
3 | |
|
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
3 | |
|
НАМИ-10 |
5 | |
|
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 | |
|
НАМИ-35 УХЛ1 |
4 | |
|
НАМИТ-10 |
2 | |
|
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
1 | |
|
НОЛ-СЭЩ-10 |
3 | |
|
НТМИ-6-66 |
2 | |
|
Счетчик электрической энергии |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R |
3 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
14 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
5 | |
|
РиМ 384.02/2 |
3 | |
|
СЭТ-4ТМ.03М |
14 | |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Основной сервер |
Dell PowerEdge R430 |
1 |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 26.51.43/06/20 |
1 |
|
Формуляр |
ФО 26.51.43/06/20 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43/06/20 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП «ТатРИТЭКнефть». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 27.03.2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- устройство частотно-временной синхронизации по сигналам спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС и GPS NAVSTAR СН-3833, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 23276-02;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-07.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ТПП «ТатРИТЭКнефть». МВИ 26.51.43/06/20, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
