Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЛМК-Урал» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и средней электрической мощности за установленные интервалы времени в целях коммерческого учета электрической энергии, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации с привязкой к единому календарному времени.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную измерительную систему с распределенной функцией измерения и централизованным управлением процессами сбора, обработки и представления измерительной информации.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - 23 измерительно-информационных комплекса (ИИК), включающих в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема -передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема -передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, технические средства приема -передачи данных (каналообразующую аппаратуру), автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей информации. В качестве программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средней на интервале времени 30 мин активной (реактивной) электрической мощности;
- автоматический сбор (периодический 1 раз/сутки и/или по запросу) измеренных данных о приращениях электрической энергии с заданной дискретностью учета и привязкой к календарному времени;
- хранение информации об измеренных величинах в базе данных сервера АИИС КУЭ;
- передачу результатов измерений на вышестоящие уровни, в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, состояниям объектов и средств измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
- диагностирование и мониторинг сбора статистики ошибок функционирования технических средств;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);
- ведение системы единого времени.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчиков электрической энергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и данных о состоянии средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS -485).
Сервер БД автоматически опрашивает УСПД по выделенному каналу связи по интерфейсу RS-232, осуществляет сбор, обработку измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии и другие заинтересованные организации за электронной цифровой подписью в формате XML осуществляется сервером БД.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени на основе приемника ГЛОНАСС/GPS, встроенного в УСПД, а также таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем приемника ГЛОНАСС/GPS. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов УСПД (с коррекцией времени по источнику точного времени с использованием PPS сигнала) ±1 мс. УСПД осуществляет синхронизацию времени сервера и счетчиков. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД производится каждые 30 мин, корректировка времени часов счетчиков выполняется при расхождении с временем УСПД ±2 с. Сличение времени часов сервера БД с временем часов УСПД осуществляется ежесекундно, корректировка времени сервера выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±3 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера». Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | PSO.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 6.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4c57d76a8d4110ca178cca68b11fad23 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Влияние ПО на метрологические характеристики АИИС КУЭ незначительно. Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав ИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Т аблица 2 - Состав ИК
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ РММЗ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 | ТФМ-110 Кл. т. 0,5 200/5 Рег. № 16023-97 | НДЕ-110 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 23312-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | |
| 2 | ПС 110 кВ РММЗ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 | ТФМ-110 Кл. т. 0,5 200/5 Рег. № 16023-97 | НДЕ-М-110 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 38885-08 НДЕ-110 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 23312-02 | СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | |
| 3 | ПС 110 кВ РММЗ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-3 | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 300/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 32825-06 | НДЕ-110 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 23312-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | 4 ° ^ о ON 04 3-0 07 % ~ О Э .г | HP ProLiant ML330 G6 |
| 4 | Ж 220 кВ РММЗ, РУ-1 6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.14, КЛ-6 кВ ф.РМЗ, ввод №1 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-07 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 5 | Ж 220 кВ РММЗ, РУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.26, КЛ-6 кВ ф.РМЗ, ввод №2 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-07 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Рн |
| 6 | Ж 220 кВ РММЗ, РУ-1 6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.16, КЛ-6 кВ ф.Центр-2, ввод №2 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | | |
| 7 | Ж 220 кВ РММЗ, РУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.40, КЛ-6 кВ, ф.Центр-1, ввод №1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 8 | ПС 220 кВ РММЗ, РУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.42, КЛ-6 кВ ф.Школа №21 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5 S/0,5 Рег. № 20175-01 | 4 о ' о 2 04 30 S - О U «е «Р | ЁНР ProLiant ML330 G6 |
| 9 | ПС 220 кВ РММЗ, РУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.38, КЛ-6 кВ ф.Водоканал | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 10 | РП 6 кВ ХВО, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.4, КЛ-6 кВ ф.Г ород 1 | ТОЛ 10-I Кл. т. 0,2S 150/5 Рег. № 15128-03 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 20175-01 |
| 11 | РП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.18 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,2 S 200/5 Рег. № 47959-16 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
| 12 | РП 6 кВ ХВО, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.19, КЛ-6 кВ ф.Город -2 | ТОЛ 10-I Кл. т. 0,2S 150/5 Рег. № 15128-03 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
| 13 | РП 6 кВ ХВО, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.1, КЛ-6 кВ ф.УПП ВОС | ТОЛ 10-I Кл. т. 0,2 S 150/5 Рег. № 15128-03 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
| 14 | ПС 220 кВ РММЗ, РУ-1 6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч.43, КЛ-6 кВ ф.Хлебозавод | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 1276-59 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
| 15 | ПС 6 кВ Водонасосная, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.2, КЛ-6 кВ ф.ТП Станция перекачки В1 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,2S 75/5 Рег. № 22192-03 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
| 16 | ПС 6 кВ Водонасосная, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.11, КЛ-6 кВ ф.ТП Станция перекачки В2 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,2S 75/5 Рег. № 22192-03 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 17 | ПС 220 кВ Метиз, ОРУ-220 кВ, Ввод 220 кВ Т-1 | CTDI-300/4000-1/5 Кл. т. 0,2 S 600/5 Рег. № 29195-05 | СРВ 72-800, мод. CPB 245 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | |
| 18 | ПС 220 кВ Метиз, ОРУ-220 кВ, Ввод 220 кВ Т-2 | CTDI-300/4000-1/5 Кл. т. 0,2 S 600/5 Рег. № 29195-05 | СРВ 72-800, мод. CPB 245 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Рег. № 15853-06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | |
| 19 | ПС 220 кВ РММЗ, РУ-1 6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.19, КЛ-6 кВ ф.Гвоздильный цех 1 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 200/5 Рег. № 22192-03 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | 4 0» 1-о 2 04 30 s - О U Р | HP ProLiant ML330 G6 |
| 20 | РП 6 кВ ЦНС, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.10 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S 150/5 Рег. № 22192-03 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
| 21 | ПС 220 кВ РММЗ, РУ-1 6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.12, КЛ-6 кВ ф.Старый город, ввод №1 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-03 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
| 22 | ПС 220 кВ РММЗ, ОРУ-220 кВ, Ввод 220 кВ Т-1 | ТОГФ-220 Кл. т. 0,2 S 200/5 Рег. № 61432-15 | СРВ 72-800, мод. CPB 245 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | |
| 23 | ПС 220 кВ РММЗ, ОРУ-220 кВ, Ввод 220 кВ Т-2 | ТОГФ-220 Кл. т. 0,2 S 200/5 Рег. № 61432-15 | СРВ 72-800, мод. CPB 245 Кл. т. 0,2 220000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №. 36697-17 | | |
| 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 описании типа АИИС КУЭ метрологических характеристик ИК АИИС КУЭ. 2 Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа. 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. |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Границы интервала основной относительной погрешности ИК, %, при измерении | |
| электрической энергии и средней мощности: - для ИК №№ 1, 2 | |
| - активной энергии и мощности | | ±0,9 |
| - реактивной энергии и мощности - для ИК №№ 3, 17, 18, 22, 23 | | ±2,3 |
| - активной энергии и мощности | | ±0,6 |
| - реактивной энергии и мощности для ИК №№ 4, 5, 9 | | ±1,2 |
| - активной энергии и мощности | | ±1,1 |
| - реактивной энергии и мощности - для ИК №№ 6, 7, 8, 14, 19, 21 | | ±2,6 |
| - активной энергии и мощности | | ±1,2 |
| - реактивной энергии и мощности - для ИК № 10 | | ±2,6 |
| - активной энергии и мощности | | ±0,9 |
| - реактивной энергии и мощности - для ИК №№ 11, 12, 13, 15, 16 | | ±1,7 |
| - активной энергии и мощности | | ±1,0 |
| - реактивной энергии и мощности для ИК № 20 | | ±1,7 |
| - активной энергии и мощности | | ±1,2 |
| - реактивной энергии и мощности | | ±2,6 |
| Границы интервала относительной | погрешности ИК, %, при измерении | |
| электрической энергии и средней мощности в рабочих условиях: - для ИК №№ 1, 2 | |
| - активной энергии и мощности | | ±2,9 |
| - реактивной энергии и мощности - для ИК №№ 3, 17, 18, 22, 23 | | ±4,8 |
| - активной энергии и мощности | | ±1,5 |
| - реактивной энергии и мощности для ИК №№ 4, 5, 9 | | ±3,9 |
| - активной энергии и мощности | | ±3,0 |
| - реактивной энергии и мощности - для ИК №№ 6, 7, 8, 14, 19, 21 | | ±4,9 |
| - активной энергии и мощности | | ±3,5 |
| - реактивной энергии и мощности - для ИК № 10 | | ±4,9 |
| - активной энергии и мощности | | ±1,6 |
| - реактивной энергии и мощности - для ИК №№ 11, 12, 13, 15, 16 | | ±4,0 |
| - активной энергии и мощности | | ±2,6 |
| - реактивной энергии и мощности для ИК № 20 | | ±4,0 |
| - активной энергии и мощности | | ±3,4 |
| - реактивной энергии и мощности | | ±5,3 |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени, с | ±5 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности P=0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для параметров сети: (0,9-1,1)^ном; ток (0,02-1,2)Пном; cos9 = 0,8 инд; и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от минус 20 до плюс 55 °С. В случае отклонения условий измерений от указанных предел относительной погрешности ИК может быть рассчитан согласно соотношениям, приведенным в методике поверки МП 46-26-2020 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 23 |
| Нормальные условия: - параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от Гом - коэффициент мощности, cosф - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: - параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от Гом - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С - температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, °С | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -40 до +70 от -20 до +55 от -10 до +50 от +15 до +35 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчик электрической энергии: | |
| - средняя наработка на отказ, ч | |
| - СЭТ-4ТМ.03М (в соответствии с описанием типа счетчика) | 140000, 165000, 220000 |
| - СЭТ-4ТМ.02 | 90000 |
| - срок службы, лет | 30 |
| - время восстановления, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - средняя наработка на отказ, ч | 75000 |
| - средний срок службы, лет | 20 |
| - Сервер: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчик электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 100 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 3,5 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электропотребление за месяц по | |
| каждому каналу, сут, не менее | 60 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение измерительной информации (в том числе при | |
| отключении электропитания), лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка паролей на счетчик, УСПД, сервер БД.
Возможность коррекции времени:
- счетчика (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервера БД (функция автоматизирована).
Цикличность измерений 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТФМ-110 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 14 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 10 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10-I | 6 шт. |
| Трансформатор тока | CTDI-300/4000-1/5 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТОГФ-220 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НДЕ-110 | 8 шт. |
| Трансформатор напряжения | НДЕ-М-110 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 24 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 4 шт. |
| Трансформатор напряжения | СРВ 72-800, мод. CPB 245 | 12 шт. |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03M.04 | 4 шт. |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.02.2 | 13 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных с модулем ГЛОНАСС/GPS | «ЭКОМ-3000» | 1 шт. |
| Программный комплекс | «Энергосфера» | 1 шт. |
| Формуляр | 50306307.422222.065 ФО | 1 экз. |
| Техническое описание и инструкция по эксплуатации КТС | 50306307.422222.065 ИЭ | 1 экз. |
| Руководство пользователя | 50306307.422222.065 И3 | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 46-26-2020 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 46-26-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЛМК-Урал». Методика поверки», утвержденному УНИИМ - филиалом ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева» 14 июля 2020 г.
Основные средства поверки:
- приемник навигационный МНП-М3, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 38133-08, пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ±100 нс;
- cекундомер механический СОСпр-2б-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 11519-06, класс точности 2, ТУ 25-1894.003-90;
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ -3000» по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ -4ТМ.03М, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17, 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 апреля 2017 г;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08, в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносят на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЛМК-Урал»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
79794-20: Методика поверки МП 46-26-2020Скачать9.3 Мб