Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Арконик СМЗ"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ АО «Арконик СМЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной отдельными технологическими объектами за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ, измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии.

2-й уровень- представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер HP Proliant ML350 G6 (основной), сервер IBM System x3650 (резервный) , программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени типа УСВ-3,локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места (АРМ и мобильный АРМ), 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 кВтч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер, который осуществляет обработку результатов измерений, расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и

трансформаторов напряжения (ТН), хранение полученной информации и передача накопленных данных на сервер системы. Обеспечена возможность информационного взаимодействия с организациями-участниками оптового и розничного рынков электроэнергии.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации системного времени типа УСВ -3, синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

Сервер АИИС КУЭ ежесекундно сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ±1 с и более, сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ -3.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера осуществляется один раз в 30 минут. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.

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 программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». 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 данные (признаки)

Значения

Наименование ПО

ПО «Пирамида 2000»

Наименование программного модуля

Метрологический модуль

Идентификационное наименование ПО

Metralogy.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

20

Цифровой идентификатор ПО

9FA97BA8

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

CRC32

Технические характеристики

Состав измерительных каналов приведен в таблице 2. Таблица 2- Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.

Номер ИК

Наименование

присоединения

Состав измерительного канала

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

р

е

в

р

е

о

В/

С

У

1

2

3

4

5

6

1

ГШ1-1,

Фидер1-22,

ССК

ТЛК-10 Ктт=1000 /5 КТ 0,5S Рег.№ 9143-06

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 20176-06

64242-16/

HP Proliant ML350 G6 (основной), IBM System

2

ГПП-1, Фидер1-1, ССК

ТЛК-10 Ктт=1000 /5 КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5

ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 20176-06

Рег.№ 9143-06

Рег.№16687-07

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

3

ШП-1, ввод 110кВ С-1-Т

ТФЗМ-110Б-1У1

Ктт = 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 2793-88

НКФ-110

Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,5 Рег.№26452-06

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-08

УСВ-3, рег. № 64242-16/ HP Proliant ML350 G6 (основной), IBM System x3650 (резервный)

4

ГПП-1, ввод 110 кВ С-2-Т

ТФЗМ-110Б-1У1

Ктт = 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 2793-88

НКФ-110

Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,5 Рег.№26452-06

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-08

5

ПШ-1, ввод 110 кВ С-З-Т

ТФЗМ-110Б-1У1

Ктт = 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 2793-88

НКФ-110

Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,5 Рег.№26452-06

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-08

6

ПШ-2, Фидер2-7, ССК

ТЛК-10 Ктт =600/5 КТ 0,5S Рег.№ 9143-06

НАМИТ - 10-2УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

7

ГПП-2, Фидер2-7, ТТУ

ТЛК-10 Ктт =300/5 КТ 0,5 S Рег.№ 9143-06

НАМИТ - 10-2УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

8

ГПП-2, ввод 110кВ С-1-Т

ТФЗМ-110Б-1У1

Ктт =300/5 КТ 0,5 Рег.№ 2793-88

НКФ-110

Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,5 Рег.№26452-06

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-08

9

ГПП-2, ввод 110 кВ С-2-Т

ТФЗМ-110Б-1У1

Ктт =300/5 КТ 0,5 Рег.№ 2793-88

НКФ-110

Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,5 Рег.№26452-06

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-08

10

ГПП-2, ввод 110кВ С-3-Т

ТФЗМ-110Б1У1 Ктт =300/5 КТ 0,5 Рег.№ 2793-88

НКФ-110

Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,5 Рег.№26452-06

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-08

11

ПС-8Е, яч.23 фидер 10 кВ Ф-209

ТПК-10

Ктт =600/5, КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ - 10-2УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

12

ПС-8Е, яч.33 фидер 10 кВ Ф-128

ТПК-10 Ктт =600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ - 10-2УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

13

ПС-12, яч.10 фидер 10 кВ Ф-224

ТПК-10 Ктт =600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ - 10-2УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

14

ПС-15, яч.9 фидер10 кВ Ф-101

ТПК-10 Ктт =600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

1

2

3

4

5

6

15

ПС-30, панель 1, фидер 0,4 кВ МП "ТТУ" Узловая станция

Т-0,66 М Ктт = 50 /5 КТ 0,5S Рег.№ 50733-12

-

ЦЭ6850М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 20176-06

УСВ-3, рег. № 64242-16/ HP Proliant ML350 G6 (основной), IBM System x3650 (резервный)

16

ПС-30, панель 2, S7, фидер 0,4 кВ ОАО "Самаратрансавто"

Т-0,66 Ктт = 200 /5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

17

ПС-30, панель 6, S12, фидер 0,4 кВ ОАО "Самаратрансавто"

Т-0,66 Ктт =200/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

18

ПС-30, панель 6, S9, фидер 0,4 кВ, ОАО "Самаратрансавто"

Т-0,66 Ктт =200/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

19

ПС-30, панель 7, S15, фидер 0,4 кВ, ИП "Мартынова"

Т-0,66 Ктт =200/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

20

ПС-30, панель 6, S11, фидер 0,4 кВ, Самарская таможня

Т-0,66 Ктт =200/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

21

ПС-30, панель 2, S8, фидер 0,4 кВ, Самарская таможня

Т-0,66 Ктт =200/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

22

ПС-30, панель 7, S16, фидер 0,4 кВ, ООО "ТЕКС"

Т-0,66 Ктт =300/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

23

ПС-31, РУ-0,4 кВ фидер ГК «Металлург- 31»

Т -0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

24

ПС-31, РУ-0,4 кВ ввод Т-1 ООО «СаТКо»

ТШ - 0,66 Ктт=1000/5 КТ 0,5S Рег.№ 22657-07

-

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

25

ПС-31, РУ-0,4 кВ ввод Т-2 ООО «СаТКо»

ТШ - 0,66 Ктт=1000/5 КТ 0,5S Рег.№ 22657-07

-

ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

26

ПС-32, яч. 4 фидер 10 кВ Ф-201

ТПК-10 Ктт = 600/5 КТ 0,5 S Рег.№ 22944-07

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№ 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

1

2

3

4

5

6

27

ПС32, яч .23 фидер 10 кВ Ф-102

ТПК-10 Ктт = 600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

УСВ-3, рег. № 64242-16/ HP Proliant ML350 G6 (основной), IBM System x3650 (резервный)

28

ПС-33, яч.8 фидер 10 кВ Ф-102

ТПК-10

Ктт = 600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

29

ПС-33, яч.17 фидер 10 кВ Ф-201

ТПК-10

Ктт = 600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

30

ПС-40, яч.2 фидер 10 кВ ООО «СамараСеть»

ТПЛМ Ктт =400/5 КТ 0,5 Рег.№ 2363-68

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687 -07

ЦЭ 6850 М КТ 0,5S/1 Рег.№20176-06

31

ПС-40, яч.9 фидер 10 кВ Ф-134

ТПК-10 Ктт =600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687 -07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

32

ПС-40, яч.22 фидер 10 кВ Ф-239

ТПК-10 Ктт =600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

33

ПС-49, яч. 11 фидер 10 кВ Ф-239

ТПК-10 Ктт =600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

34

ПС-49, яч.19 фидер 10 кВ Ф-134

ТПК-10 Ктт =600/5 КТ 0,5S Рег.№ 22944-07

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

35

ПС-49, РУ-0,4 кВ фидер ГСК №286

Т- 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

36

н»

, В и 9, к р н

а 2^

РП

Т- 0,66 Ктт = 50/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

37

» * §ь

-5 ,4 О К у 9 &W

* 4

Т- 0,66 Ктт = 200/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

38

ПС-56, РУ-0,4 кВ фидер ООО "ЮСТО"

ТШЛ - 0,66 Ктт = 300/5 КТ 0,5S Рег.№3422-06

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

1

2

3

4

5

6

39

ПС-56, РУ-0,4 кВ фидер ГК «Металлург- 31»

Т- 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

УСВ-3, рег. № 64242-16/ HP Proliant ML350 G6 (основной), IBM System x3650 (резервный)

40

ПС-59, РУ-0;4 кВ 1 с.ш, фидер ООО "СпецТех-Монтаж"

ТШЛ-0,66 Ктт =400/5 КТ 0,5 S Рег.№3422-06

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

41

ПС-59, РУ-0,4 кВ 2 с.ш., фидер ООО "СпецТех-Монтаж"

ТШЛ-0,66 Ктт =400/5 КТ 0,5S Рег.№3422-06

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

42

ПС-63, яч.3, фидер 10кВ Ф-134

ТЛК-10-7 Ктт =600/5 КТ 0,5S Рег.№ 9143-06

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

43

ПС-63, яч. 10 фидер 10 кВ Ф-239

ТЛК-10-7 Ктт =600/5 КТ 0,5S Рег.№ 9143-06

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 Рег.№ 36355-07

44

Цех №62, ось А-5, ВРУ-0.4 кВ, фидер ГК «Металлург- 31»

Т- 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

45

Цех №62, ось А-23, ВРУ-0,4 кВ, фиде| ГК «Металлург- 31

Т- 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5 S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

46

Корпус 113, РП-2 0,4кВ, фидер ГК «Металлург- 31»

Т- 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

47

ПС-53, РУ-0,4 кВ фидер ГК «Металлург-31»

Т- 0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

48

РП-10 кВ ЗАО "СГК", яч.8 КЛ-10кВ ТП "Промвода"

ТЛП-10 -2

Кгт=100/5, КТ 0,5S Рег.№ 30789-06

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

49

ТП "Промвода» ВРУ-0,4 кВ", ОАО "Оборонэнерго"

Т-0,66 Ктт=100/5 КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

1

2

3

4

5

6

50

ПС 59, РУ-10 кВ, яч.4; СК Волга

ТПЛ-10-3 Ктт=100/5 КТ 0,5 S Рег.№1276-59

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

УСВ-3, рег. № 64242-16/ HP Proliant ML350 G6 (основной), IBM System x3650 (резервный)

51

ПС 59, РУ-10 кВ, яч.10; СК Волга

ТПЛ-10-3 Ктт=100/5, КТ 0,5 S Рег.№1276-59

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

52

ПС 32, РУ-10 кВ, яч.1; ТП 56,57/Т1, ООО «Завод МЕТАЛЛУРГ»

ТЛК-СТ-10 Ктт=150/5, КТ 0,5S Рег.№58720-14

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5 S /1 Рег.№ 46634-11

53

ПС 32, РУ-10 кВ, яч.28; ТП 56,57/Т1, ООО «Завод МЕТАЛЛУРГ»

ТЛК-СТ-10 Ктт=150/5 КТ 0,5S Рег.№58720-14

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 Рег.№16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5 S /1 Рег.№ 46634-11

54

ПС-30, панель 7, S14, фидер 0,4кВ, ИП Бенидзе Э.Ш.

Т- 0,66 Ктт =300/5, КТ 0,5S Рег.№ 22656-07

-

ЦЭ 6850 М КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

55

ПС-53, РУ-0,4 кВ, яч.2,

ФЛ Погосян АН

Т- 0,66 УЗ Ктт =300/5 КТ 0,5S Рег.№71031-18

-

ЦЭ 6850 М КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

56

ПС-53, РУ-0,4 кВ, яч.5,

ФЛ Погосян АН.

Т- 0,66 УЗ Ктт =300/5 КТ 0,5S Рег.№71031-18

-

ЦЭ 6850 М КТ 0,5S/1 Рег.№ 20176-06

57

ГПП-1, ввод 110 кВ, МЕТ-1

ТВ-ЭК УХЛ2 Ктт =300/5 КТ 0,5S Рег.№56255-14

НКФ-110-83У1 Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,5 Рег.№ 1188-84

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

58

ГПП-1, ввод 110 кВ, МЕТ -4

ТВ-ЭК УХЛ2 Ктт =300/5 КТ 0,5S Рег.№56255-14

НКФ-110-83У1 Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,5 Рег.№ 1188-84

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

59

Г1111-2, ввод 110 кВ, МЕТ -2

ТВ-ТМ-35 УХЛ1 КТ 0,2S Ктт =600/5 Рег.№ 61552-15

НКФ-110 II

Ктн=110000^3/100^3 КТ 0,5 Рег.№ 26452-04

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

60

Г1111-2, ввод 110 кВ, МЕТ -3

ТВ-ТМ-35 УХЛ1 КТ 0,2S Ктт =600/5 Рег.№ 61552-15

НКФ-110-83У1 Ктн =110000/100 КТ 0,5 Рег.№ 1188-84

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

Номер ИК

Вид

электрической

энергии

Границы основной погрешности ±5, %

Границы погрешности в рабочих условиях ±5, %

1, 2,57,58

Активная

1,2

1,7

Реактивная

1,9

2,8

3-5, 8-10

Активная

1,2

2,9

Реактивная

1,9

4,6

30

Активная

1,3

3,1

Реактивная

2,1

5,2

6,7,11-14, 26-29, 31,

Активная

1,3

2,0

32,33,34,42,43,48,50-53

Реактивная

2,1

3,8

15

Активная

0,9

1,5

Реактивная

1,5

2,6

16-25,35-41,44-47,49,54-

Активная

1,1

1,9

56

Реактивная

1,8

3,6

59,60

Активная

0,9

1,1

Реактивная

1,3

2,0

Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC (SU), ± с

5

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 cos9=0,8, токе ТТ, равном 100 % от

1ном для нормальных условий и при cos9=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий,

при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +35 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

60

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

0,9

от +21 до +25 50

Условия эксплуатации параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности соБф (sin9)

-    температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

-    температура окружающей среды для счетчиков, °С СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05М ЦЭ 6850, ЦЭ 6850 М

-    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 +70

от -40 до +60 от -40 до +55 от +15 до + 25 от 80,0 до 106,7 98

от 49,6 до 50,4

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК.00

165 000

ЦЭ 6850

120 000

ЦЭ 6850 М

160 000

ПСЧ-4ТМ.05М

140 000

УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

256554

- среднее время восстановления работоспособности, мин

30

Глубина хранения информации

Счетчики:

СЭТ-4ТМ.03М

- каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут,

114

сут

ЦЭ 6850

- для периода усреднения, равного 30 мин, глубина хранения

50

составит 50 суток

ЦЭ 6850 М

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут

128

ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05М

- каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут,

сут

113

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений, лет, не менее

3,5

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.

1

2

3

Счетчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

10

ПСЧ-4ТМ.05М

14

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

2

ЦЭ 6850

29

ЦЭ 6850 М

5

Трансформатор тока

ТЛК-10-7

4

ТЛК-10

10

ТФЗМ-110Б-1У1

18

ТПК-10

24

Т-0,66 УЗ

6

Т-0,66 М

3

Т-0,66

51

ТШЛ-0,66

9

ТШ-0,66

6

ТПЛ-10-3

4

ТВ-ЭК УХЛ2

6

ТВ-ТМ-35 УХЛ1

6

ТЛП-10-2

2

ТПЛМ-10

2

ТЛК-СТ-10

4

Трансф орматор напряжения

НАМИТ-10-2УХЛ2

22

НКФ-110

12

НКФ-110 II

3

НАМИТ-10

1

НКФ-110-83У1

9

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер (основной)

HP Proliant МL350 G6

1

Сервер (резервный)

IBM System x3650

1

Автоматизированное рабочее место

АРМ

4

Наименование документации

Методика поверки

МП 26.51.43/25/20

1

Формуляр

ФО 26.51 .43/25/20

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 26.51.43/25/20. Государственная система обеспечения единства измерений. «Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учёта электроэнергии АО «Арконик СМЗ». Методика поверки., утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 22.05.2020 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 36697-12) по документу - ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 36697 -08) по документу - «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ -4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г;

-    счетчик ЦЭ 6850 М, ЦЭ 6850 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 20176-06) по документу - «Счетчики электрической энергии ЦЭ 6850». Методика поверки ИНЕС.411152.034 Д1,утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева. 15.12 2002;

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 36355-07) по документу - ИЛГШ.411152.l46 РЭ. Методика поверки, являющаяся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146 РЭ, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г;

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46634-11) по документу - ««Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167 РЭ1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.03.2011;

-    устройство синхронизации времени УСВ -3 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 64242-16) по документу - РТ -МП-3124-441-2016. «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г;

-    источник первичного точного времени УКУС-ПИ 02ДМ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 60738-15) по документу - «Инструкция. Источники первичные точного времени УКУС-ПИ 02ДМ. КМЕП.468332.001.03 МП. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в марте 2015 г;

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-07) по документу - «Мультиметр «Ресурс-ПЭ». Методика поверки», согласованному ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» в декабре 2006 г

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 измерений электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Арконик СМЗ». Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ». МВИ 26.51.43/25/20, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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

Развернуть полное описание