Приложение к свидетельству № 57980
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учетаэлектрическойэнергии(АИИСКУЭ)ЗАО«Новокуйбышевская
нефтехимическая компания»
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электрической энергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания»
(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и
мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими
объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений
системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
·
измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
·
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
·
автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных,
отвечающейтребованиюповышеннойзащищенностиотпотериинформации
(резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
·
передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие
места (АРМы);
·
предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов
и средств измерений со стороны сервера организаций–участников оптового рынка
электроэнергии;
·
обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
·
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
·
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
·
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-ый уровень - информационно-измерительные комплексы (далее ИИК) включают в себя:
измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746 – 2001,
трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 -2001, счетчики активной
и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S/0,5 в ГР № 36697-12 , МТ 851
класса точности 0,5S/1,0 в ГР № №23306-02 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной
электроэнергии иГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергиидля
ИК №1-24,27-46. Для счетчиков в ИК№ 25,26 в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса
точности 0,5, при измерении реактивной электроэнергии пределы погрешностей при измерении
реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных
погрешностей для счетчиков класса точности 0,5Sпо ГОСТ 31819.22-2012 по каждому
присоединению (измерительному каналу), приведенных в таблице 2 (46 точек измерения).
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки(ИВКЭ)
включает в себя : устройство сбора и передачи данных на базе ЭКОМ-3000 в № ГР №17049-09 со
встроенным модулем синхронизации времени GРS, источник бесперебойного питания APC
Smart-UPS СS-350VA, средства приема-передачи информации.
лист № 2
всего листов 11
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер
базы данных (далее – сервер БД) типа HP Proliant 370 R04, источник бесперебойного питания
APC Smart-UPS 1000VA USB & Serial RMI 2U, маршрутизатор Cisco 1841,коммутатор 3Com
Baseline 2016, коммуникационные устройства приёма и передачи информации – модемы ZyXel
U-336E, Siemens TC35i , автоматизированные рабочие места (АРМы).
Первичныефазныетокиинапряженияпреообразуютсяизмерительными
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 мощности на интервале времени усреднения 30
мин.Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной
информации, ее накоплениеи передача накопленных данныхпо проводным линиям на
верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также
отображение информации по подключенным к УСПД устройствам). На уровне ИВК сервер
производит опрос ИВКЭ (УСПД) по каналу Ethernet,через коммутатор 3Com Baseline.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,вчастности,формированиеихранениепоступающей
информации, оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). На уровне
ИВКЭ синхронизация времени осуществляется встроенным в УСПДGPS-приёмником,
принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования
(GPS). Корректировка часов УСПД выполняется при расхождении времени часов УСПД и GPS-
приёмника на ±0,2 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами УСПД
происходит при каждом опросе, при расхождении часов УСПД с часами счетчиков на ±2 с
выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Часы сервера АИИС КУЭ
синхронизированы со временем часов УСПД, корректировка часов севера АИИС КУЭ
выполняется при расхождении часов сервера и часов УСПД на ±1 с. Погрешность часов
компонентов системы не превышает ±5 с в сутки.
Передача информации в организации – участникам оптового и розничного рынков
электроэнергии осуществляется с сервера баз данных через Интернет-провайдера.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ использовано программное обеспечение ПК «ЭНЕРГОСФЕРА»
Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице№1.
Таблица№1
Идентификационные данные (признаки)Значения
Наименование ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Сервер опроса
PSO.exe
6.4.57.1683
Чтение архива
archiv.exe
6.4.7.244
Цифровой идентификатор ПОA121F27F261FF8798 0480EDECA3E13AF
132D82DCF761310AE657A3D5F202FC59
Алгоритм вычисления цифровогоMD5
идентификатора ПО
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений по Р 50.2.077-2014– высокий.
УСПД
-
лист № 3
всего листов 11
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на
ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию.
Наметрологическиехарактеристикимодулявычисленийоказываютвлияние
пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений
считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую
мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения
доступа - паролем и фиксацией изменений в журнале событий.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты
(применение электронной цифровой подписи, разграничение прав доступа, использование
ключевого носителя), исключающие возможность несанкционированной модификации,
загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти,
удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и
измеренных данных.Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя,
если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.
Метрологические и технические характеристики
Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием
непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов
точности средств измерений представлен в таблице № 2
Таблица№2
Номер точкиСостав измерительного каналаМетрологи-
измерений и ческие харак-
наименованиетеристики ИК
объекта ТТ ТН Счетчик
Вид эл.энергии
Основная
погрешность, ±%
Погрешность в
рабочих усло-
виях, ±%
12
89
ГПП-1 110/6
1кВ ЗРУ 6 кВ
яч.15
4
НТМИ-6
ф.А,В,С №898
6000/100, КТ 0,5
1,3 3,0
2,1 5,0
ГПП-1 110/6
2кВ ЗРУ 6 кВ
яч.3
НТМИ-6
ф.А,В,С №883
6000/100, КТ 0,5
1,3 3,0
2,1 5,0
ГПП-1 110/6
3кВ ЗРУ 6 кВ
яч.20
НТМИ-6
ф.А,В,С №2663
6000/100, КТ 0,5
1,3 3,0
2,1 5,0
ГПП-1 110/6
4кВ ЗРУ 6 кВ
яч.32
НТМИ-6
ф.А,В,С №930
6000/100, КТ 0,5
1,3 3,0
2,1 5,0
ГПП-1 110/6
5кВ ТСН-1 0,4
кВ
3
ТПШЛ-10
ф.А № 427
ф.С № 432
2000/5, КТ 0,5
ТПШЛ-10
ф.А № 405
ф.С № 457
2000/5, КТ 0,5
ТПШЛ-10
ф.А № 500
ф.С № 499
2000/5, КТ 0,5
ТПШЛ-10
ф.А № 413
ф.С № 506
2000/5, КТ 0,5
Т-0,66
ф.А №21167
ф.В №19318
ф.С №21140
100/5,КТ 0,5
567
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126957
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126945
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126951
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126953
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31051752
ЭКОМ 3000 зав№ 11051067
Активная , Реактивная
1,1 2,9
1,8 4,9
6
ГПП-1 110/6кВ
ТСН-2 0,4 кВ
7
ГПП-2 110/6кВ
ЗРУ 6 кВ яч.3
НТМИ-6
ф.А,В,С №474
6000/100, КТ 0,5
8
ГПП-2 110/6кВ
ЗРУ 6 кВ яч.15
НТМИ-6
ф.А,В,С №288
6000/100, КТ 0,5
9
ГПП-2 110/6кВ
ЗРУ 6 кВ яч.32
НТМИ-6
ф.А,В,С №660
6000/100, КТ 0,5
10
ГПП-2 110/6 кВ
ЗРУ 6 кВ яч.20
НАМИ-10
ф.А,В,С №541
6000/100, КТ 0,5
11
ГПП-2 110/6
кВ ТСН-1 0,4
кВ
-
12
ГПП-2 110/6
кВ ТСН-2 0,4
кВ
-
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
№
31051754
13
ГПП-3 110/6
кВ ЗРУ 6 кВ
яч.31
НТМИ-6-66
ф.А,В,С №ТАЕА
6000/100, КТ 0,5
14
ГПП-3 110/6
кВ ЗРУ 6 кВ
яч.7
НАМИТ-10-2
ф.А,В,С №1020
6000/100, КТ 0,5
15
ГПП-3 110/6
кВ ЗРУ 6 кВ
яч.38
НАМИ-10
ф.А,В,С №538
6000/100, КТ 0,5
1
2
456
лист № 4
всего листов 11
789
3
Т-0,66
ф.А №60180
ф.В №60179
ф.С №19179
100/5, КТ 0,5
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
- Зав. №
31051757
1,1 2,9
1,8 4,9
ТПШЛ-10
ф.А № 1805
ф.С № 1041
2000/5, КТ 0,5
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34874031
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПШЛ-10
ф.А № 1819
ф.С № 1463
2000/5, КТ 0,5
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПШЛ-10
ф.А № 1313
ф.С № 1752
2000/5 ,КТ 0,5
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав.
№
31126942
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126906
1,3 3,0
2,1 5,0
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126940
1,3 3,0
2,1 5,0
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31051751
1,1 2,9
1,8 4,9
1,1 2,9
1,8 4,9
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126905
1,3 3,0
2,1 5,0
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126917
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПШЛ-10
ф.А № 1577
ф.С № 1932
2000/5, КТ 0,5
Т-0,66
ф.А №21264
ф.В №20324
ф.С №01007102
100/5, КТ 0,5
Т-0,66
ф.А№20897
ф.В ТОП-0,66
№4009318
ф.С ТОП-0,66
№4009621
100/5, КТ 0,5
ТПШЛ-10
ф.А №889
ф.В №455
ф.С №1555
2000/5, КТ 0,5
ТПШЛ-10
ф.А №6044
ф.В №6028
ф.С №6023
2000/5, КТ 0,5
ТПШЛ-10
ф.А №382
ф.В №389
ф.С №452
2000/5, КТ 0,5
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126916
ЭКОМ 3000 зав№ 11051067
Активная , Реактивная
1,3 3,0
2,1 5,0
НТМИ-6-66
ф.А,В,С №6044
6000/100, КТ 0,5
НАМИ-10
ф.А,В,С №538
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-2
ф.А,В,С №1020
6000/100, КТ 0,5
НТМИ-6-66
ф.А,В,С №9964
6000/100
КТ 0,5
НТМИ-6-66
ф.А,В,С №7275
6000/100, КТ 0,5
НТМИ-6-66
ф.А,В,С №9958
6000/100, КТ 0,5
НТМИ-6-66
ф.А,В,С №ТЕЛК
6000/100, КТ 0,5
23
ГПП-4 НКХ-1
ТСН-1 6 кВ
НТМИ-6-66
ф.А,В,С №9964
6000/100, КТ 0,5
24
ГПП-4 ТОМ-2
ТСН-2 6 кВ
ф.А НТМИ-6-66
ф.А,В,С №ТЕЛК
6000/100, КТ 0,5
25
РП-301 6 кВ
яч.15 ф.8
НТМИ-6-10
ф.А,В,С №104
6000/100, КТ 0,5
12
4
лист № 5
всего листов 11
789
ГПП-3 110/6
16кВ ЗРУ 6 кВ
яч.16
56
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126944
1,3 3,0
2,1 5,0
ГПП-3 110/6
17кВ ТСН-1
6 кВ
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126908
1,3 3,0
2,1 5,0
ГПП-3 110/6
18кВ ТСН-2
6 кВ
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126956
1,3 3,0
2,1 5,0
ГПП-4 110/6
19кВ ЗРУ
6 кВ яч.7
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126949
1,3 3,0
2,1 5,0
ГПП-4 110/6
20кВ ЗРУ6 кВ
яч.35
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126902
1,3 3,0
2,1 5,0
ГПП-4 110/6
21кВ ЗРУ 6 кВ
яч.16
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126909
1,3 3,0
2,1 5,0
ГПП-4 110/6
22кВ ЗРУ 6 кВ
яч.42
3
ТПШЛ-10
ф.А №7237
ф.В №7248
ф.С №6921
2000/5, КТ 0,5
ТПЛ-10
ф.А № 19831
ф.В № 19726
ф.С № 32688
200/5, КТ 0,5
ТПЛ-10
ф.А № 20220
ф.В № 26708
ф.С № 26777
30/5, КТ 0,5
ТПШЛ-10
ф.А №0063
ф.В №5023
ф.С №1013
2000/5, КТ 0,5
ТПШЛ-10
ф.А №4765
ф.В №4760
ф.С №6000
2000/5, КТ 0,5
ТПШЛ-10
ф.А №1156
ф.В №4767
ф.С №1158
2000/5, КТ 0,5
ТПШЛ-10
ф.А №7000
ф.В №2455
ф.С №0099
2000/5, КТ 0,5
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126950
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПЛМ-10
ф.А № 05576
ф.С № 05152
50/5, КТ 0,5
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126955
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПЛ-10
ф.А №145
ф.С №26049
200/5, КТ 0,5
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПЛ-СЭЩ-10
ф.А № 00456-14
ф.С № 00480-14
1000/5, КТ 0,5S
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873519
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Зав. №
0802146806
ЭКОМ 3000 зав№ 11051067
Активная , Реактивная
1,2 2,9
1,9 5,5
26
РП-301 6 кВ
яч.16 ф.32
НТМИ-6-10
ф.А,В,С №172
6000/100, КТ 0,5
27
РП-ВДС 6 кВ
яч.11 ф.43
НАМИ-10-95
ф.А,В,С №559
6000/100, КТ 0,5
28
РП-ВДС 6 кВ
яч.16 ф.29
НТМИ-6
ф.А,В,С №11789
6000/100, КТ 0,5
29
ТП-Насосной
2-го подъема 6
кВ яч.14 ф.20
30
ТП-Насосной
2-го подъема 6
кВ яч.17 ф.44
ф.А НТМИ-6
ф.А,В,С №92
6000/100, КТ 0,5
31
РП-11 6 кВ
яч.13 ф.28
НТМИ-6
ф.А №842
6000/100, КТ 0,5
32
РП-11 6 кВ
яч.18 ф.48
ТПОЛ-10
ф.А № 48153
ф.С № 47681
1500/5,КТ 0,5
НТМИ-6
ф.А,В,С №3223
6000/100, КТ 0,5
33
РП-Водозабора
РУ-6 кВ яч.2
НТМИ-6
ф.А,В,С №4638
6000/100, КТ 0,5
34
РП-Водозабора
РУ-6 кВ яч.11
НТМИ-6
ф.А,В,С №765
6000/100, КТ 0,5
35
РП-Водозабора
РУ-6 кВ яч.12
НТМИ-6
ф.А,В,С №765
6000/100, КТ 0,5
36
РП-Водозабора
РУ-6 кВ яч.15
НТМИ-6
ф.А,В,С №1438
6000/100, КТ 0,5
37
РП-31 6 кВ яч.5
НТМИ-6-66
ф.А,В,С №УЕЕХ
6000/100, КТ 0,5
1
2
3
4
лист № 6
всего листов 11
789
ТПЛ-СЭЩ-10
ф.А № 00457-14.
ф.С № 00514-14
1000/5, КТ 0,5S
1,2 2,9
1,9 5,5
1,3 3,0
2,1 5,0
1,3 3,0
2,1 5,0
НТМИ-6
ф.А,В,С №534
6000/100
КТ 0,5
1,3 3,0
2,1 5,0
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПОЛ-10 ф.А
№ 13778
ф.С № 7416
600/5, КТ 0,5
ТПОЛ-10
ф.А № 10384
ф.С № 2668
600/5, КТ 0,5
ТПОЛ-10
ф.А № 4792
ф.С № 1517
600/5, КТ 0,5
ТПОЛ-10
ф.А № 24843
ф.С № 10758
600/5, КТ 0,5
ТПОЛ-10
ф.А № 48151
ф.С № 48148
1500/5, КТ 0,5
56
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Зав. №
0802145084
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873530
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873778
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873520
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873979
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873534
1,3 3,0
2,1 5,0
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34569548
1,3 3,0
2,1 5,0
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПОЛ-10
ф.А № 1730
ф.С № 13784
600/5, КТ 0,5
ТПОЛ-10
ф.А № 7100
ф.С № 3270
600/5, КТ 0,5
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126946
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126904
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПЛ-10
ф.А № 2990
ф.С № 3397
75/5, КТ 0,5
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873706
1,3 3,0
2,1 5,0
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПОЛ-10
ф.А № 8268
ф.С № 15433
800/5, КТ 0,5
ТПЛ-10
ф.А №25821
ф.С №26057.
150/5,КТ 0,5
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126943
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873699
ЭКОМ 3000 зав№ 11051067
Активная , Реактивная
1,3 3,0
2,1 5,0
38
РП-31 6 кВ
яч.12
НТМИ-6-66
ф.А,В,С №4373
6000/100, КТ 0,5
39
РП-123 6 кВ
яч.3
НАМИТ-10-2
ф.А,В,С №0936
6000/100, КТ 0,5
40
РП-123 6 кВ
яч.8
НТМИ-6
ф.А,В,С №2957
6000/100, КТ 0,5
41
РП-ВДС 6 кВ
яч.2
НАМИ-10
ф.А ,В,С №559
6000/100, КТ 0,5
42
РП-ВДС 6 кВ
яч.5
НАМИ-10
ф.А ,В,С №559
6000/100, КТ 0,5
43
РП-ВДС 6 кВ
яч.6
44
РП-ВДС 6 кВ
яч.24
НТМИ-6
ф.А,В,С №11789
6000/100, КТ 0,5
45
РП-ВДС 6 кВ
яч.25
НТМИ-6
ф.А,В,С №11789
6000/100, КТ 0,5
1
2
4
лист № 7
всего листов 11
789
1,3 3,0
2,1 5,0
1,3 3,0
2,1 5,0
1,3 3,0
2,1 5,0
1,3 3,0
2,1 5,0
1,3 3,0
2,1 5,0
ф.А НАМИ-10
ф.А ,В,С№559
6000/100, КТ 0,5
1,3 3,0
2,1 5,0
3
ТПЛ-10
ф.А №25561
ф.С №25794
150/5, КТ 0,5
ТПЛ-10
ф.А №43654
ф.С №9083
100/5, КТ 0,5
ТПЛ-10
ф.А №3378
ф.С №9717
100/5, КТ 0,5
ТПЛ-10
ф.А №42379
ф.С №41849
400/5, КТ 0,5
ТЛК-10-5У3
ф.А №07806
ф.С №07789
100/5, КТ 0,5
ТПОЛ-10
ф.А №13780
ф.С №14654
600/5, КТ 0,5
ТЛК-10-5У3
ф.А №07815
ф.С №07808
100/5, КТ 0,5
56
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873715
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873931
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34873700
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
34569549
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126969
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126960
МТ 851
КТ 0,5S/1,0
Зав. №
31126970
1,3 3,0
2,1 5,0
ТПЛ-10
ф.А №42072
ф.С №41833
400/5, КТ 0,5
МТ 851
КТ 0,5S/1,0 1,3 3,0
Зав. № 2,1 5,0
34873812
46
ф.С №9716
НТМИ-6-66
ф.А,В,С. №7416
112693
ЭКОМ 3000 зав№ 11051067
Активная , Реактивная
ТПЛ-10-ММТ 851
ТП-21 КРУН 6 ф.А №9718 КТ 0,5S/1,0 1,3 3,0
кВ яч.1
100/5, КТ 0,5
6000/100, КТ 0,5
3
Зав. №
1
2,1 5,0
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности
(получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98÷1,02) Uном;ток (0,01÷1,2) Iном для ИК №25,26; ток (0,05÷1,2)
Iном для ИК №1-24,27-46; cos φ = 0,9 инд.;
4. Рабочие условия:
параметры сети для ИК: напряжение (0,9÷1,1) Uном; ток (0,01÷1,2) Iном для ИК №25,26; ток
(0,05÷1,2) Iном для ИК №1-24,27-46; 0,5 инд.≤cos φ≤0,8 емк.;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и
напряжения от минус 40 °С до + 50 °С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до +60 °С;
МТ851 от минус 25 °С до +60 °С; для УСПД ЭКОМ-3000 от 0°С до плюс 50°С, для сервера от
+10 °С до + 30 °С;
лист № 8
всего листов 11
5 Погрешность в рабочих условиях указана для (I = 0,01 Iном, cos φ = 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С);
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001;
счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения
активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии
по каждому присоединению (измерительному каналу).
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на ЗАО «Новокуйбышевская
нефтехимическая компания» порядке, который является неотьемлемой частью описания типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
Электросчётчик МТ 851
- среднее время наработки на отказ не менее Тср =90000 часов,
- средний срок службы – не менее 24 лет
Электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М
- среднее время наработки на отказ, не менее Тср. =140000 часов,
- средний срок службы, не менее 30 лет;
сервер
- коэффициент готовности не менее-0,99,
- среднее время восстановления работоспособности не более tв = 0,5 ч;
Трансформатор тока (напряжения)
- среднее время наработки на отказ не менее Т
ср
= 400 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч;
УСПД (ЭКОМ- 3000)
- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =75000 ч,
- время восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч;
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в
организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
в журнале УСПД:
-
параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
-УСПД;
- сервера;
·
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счётчик;
лист № 9
всего листов 11
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
Глубина хранения информации:
-
электросчетчики МТ 851 – информация в 30 минутных архивах хранится в памяти 114
суток;
- электросчетчики СЭТ-4ТМ – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
-УСПД ЭКОМ-3000 – суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу
учета за сутки – не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания – не
менее 10 лет;
сервер БД – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – за весь срок
эксплуатации системы
Знак утверждения типа
Знакутверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной
документации АИИС КУЭ ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания».
приведена в таблице№3.
Таблица№3
Наименование компонента системы
Кол-во (шт.)
Счетчик электрической энергии МТ-851, КТ 0,5S/1
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, КТ 0,2S/0,5
Трансформатор тока ТПЛ-10М, КТ 0,5
Трансформатор тока ТПЛ-10, КТ 0,5
Трансформатор тока ТПЛМ-10, КТ 0,5
Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5
Трансформатор тока ТПШЛ-10, КТ 0,5
Трансформатор тока ТПЛ-СЭЩ-10, КТ 0,5
Трансформатор тока ТЛК-10-5 У3, КТ 0,5
Трансформатор тока Т-0,66; КТ 0,5
Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,5
Трансформатор напряжения НАМИ-10-95, КТ 0,5
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2, КТ 0,5
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66, КТ 0,5
Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5
УСПД ЭКОМ-3000М
Сервер баз данных (основной) HP -Proilant ML 370
АРМ (автоматизированное рабочее место)
ФО 4222-024-6316154664-2014
МП 4222-024-6316154664-2014
44
2
2
22
2
20
40
4
4
12
2
1
2
9
18
1
1
5
1
1
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-024-6316154664-2014 «Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической
лист № 10 trial
листов 11
энергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания». Методика
поверки», утвержденная ФБУ «Самарский ЦСМ» 01 декабря 2014г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счётчики электрической энергии МТ 851 в соответствии с ГОСТ 8.584-2004 «ГСИ. Счетчики
электрической энергии электронные. Методика поверки.
-счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с
методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
- УСПД ЭКОМ-3000– в соответствии сдокументом «ГСИ. Комплекс программно -
технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП»,
утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс;
Сведения о методиках (методах) измерений
Методыизмерений,которыеиспользуютсявсистемеавтоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ)
ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания» приведены в документе - «Методика
(метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ)
ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания». МВИ 4222-024-6316154664-2014.
Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ»в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009.
Свидетельство об аттестации № 88/01.00181-2013/2014 от 25 ноября 2014 г
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистеме
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого учёта»
электрической энергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая
компания»
§
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия..
§
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
§
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
§
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2 S и 0,5 S.
§
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования .Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (IЕС
62053-23:2003, MOD)
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
-осуществление торговли.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество«Новокуйбышевскаянефтехимическая компания» (ЗАО
«ННК»). Адрес :446214, Самарская обл., г. Новокуйбышевск, ул. Промышленная, 70, тел (846)
353-48-00.
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Перспектива» (ООО «Перспектива»).
Адрес: 443022, г. Самара, ул. Заводское шоссе, д.9, офис 3.. Телефон: (846) 247-23-20.
e-mail:
.
лист № 11
всего листов 11
Испытательный центр:
Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и
испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»).
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № 30017-13 от 21.10.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.«
»________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.