Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЛМК-Метиз". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЛМК-Метиз"

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

Назначение

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

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема -передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), радиосервер точного времени РСТВ -01-01 (далее - РСТВ), программное обеспечение (далее - ПО) «BeeDotNet», каналообразующую аппаратуру и АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).

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

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов 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 поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.

Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта ОРЭМ.

АРМ субъекта ОРЭМ в автоматическом режиме по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена РСТВ, принимающим эталонные сигналы частоты и времени (ЭСЧВ) от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS для формирования и хранения шкалы времени (ШВ), синхронизированной с национальной шкалой времени UTC (SU), а также для выдачи информации о текущих значениях даты и времени. РСТВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени РСТВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов счетчиков. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «BeeDotNet», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «BeeDotNet» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «BeeDotNet».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (иденти фикационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

Сервер сбора данных IServer.exe

не ниже 1.0.0.0

b7ef1211a7f1e8f8e24adc

9e6a211b73

Модуль конфигурирования комплекса IManager.exe

не ниже 1.0.0.0

f485a75f6d8e5268977fe

5f7b840ec97

Модуль анализа результатов измерений IClient.exe

не ниже 1.0.0.0

e39c474e071348616cdbe

b55a1ac7787

MD5

Служба передачи информации ОРЭ IXmlSender.exe

не ниже 1.0.0.0

0a7c21ff0e3015778136e7

25fca3881b

Служба резервного копирования IBackup.exe

не ниже 1.0.0.0

aee71d232279c3ce7ab9c

524d2a5609b

Служба коммуникаций комплекса IRemoting.exe

не ниже 1.0.0.0

cef623 ae96c920f914653 3163460cd32

ПО «BeeDotNet» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

Я

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование ИК

УСПД/

РСТВ

Вид

электро-

Основная

Погрешность в

ТТ

ТН

Счетчик

энергии

погрешность, %

рабочих

условиях,

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ Кобальт,

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,3

1

ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.17

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

реактивная

±2,8

±5,7

ПС 110 кВ Кобальт,

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,3

2

ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.12

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

-/

РСТВ-01-01

Рег.

№ 67958-17

реактивная

±2,8

±5,7

3

ПС 110 кВ Кобальт, ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.49

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

ПС 110 кВ Кобальт,

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.02.2-13

активная

±1,2

±3,3

4

ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.33, КЛ-10 кВ

Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01

реактивная

±2,6

±4,0

ПС 110 кВ Кобальт,

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.02.2-13

активная

±1,2

±3,5

5

ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.39, КЛ-10 кВ

Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01

реактивная

±2,6

±4,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110 кВ Кобальт,

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 20/5 Рег. № 22192-07

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.02.2-13

активная

±1,2

±3,3

6

ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.41

Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01

реактивная

±2,6

±4,0

ПС 110 кВ Кобальт,

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 75/5 Рег. № 22192-07

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.02М.03

активная

±1,2

±3,3

7

ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ,

Кл. т. 0,5S/1,0

яч.51, КЛ-10 кВ

Рег. № 36697-08

реактивная

±2,8

±5,7

ПС 110 кВ Кобальт,

ТОЛ-НТЗ-10-41 УХЛ2 Кл. т. 0,2 S Ктт 200/5 Рег. № 69606-17

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03

активная

±0,8

±1,6

8

ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ,

Кл. т. 0,2S/0,5

яч.53, КЛ-10 кВ

Рег. № 27524-04

реактивная

±1,8

±2,9

ПС 110 кВ Кобальт,

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,3

9

ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.32

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

-/

реактивная

±2,8

±5,7

10

ПС 110 кВ Кобальт, ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.40, КЛ-10 кВ

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 S Ктт 50/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

РСТВ-01-01 Рег.

№ 67958-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

ПС 110 кВ Кобальт,

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 75/5 Рег. № 22192-07

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.02.2-14

активная

±1,5

±3,3

11

ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ,

Кл. т. 0,5S/1,0

яч.48, КЛ-10 кВ

Рег. № 20175-01

реактивная

±2,8

±4,4

ПС 110 кВ Кобальт,

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,2 S Ктт 50/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03

активная

±1,1

±2,7

12

ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ,

Кл. т. 0,2S/0,5

яч.54, КЛ-10 кВ

Рег. № 27524-04

реактивная

±2,7

±4,2

ПС 110 кВ Кобальт,

ТОЛ-НТЗ-10-41 УХЛ2 Кл. т. 0,2 S Ктт 200/5 Рег. № 69606-17

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03

активная

±0,8

±1,6

13

ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ,

Кл. т. 0,2S/0,5

яч.56, КЛ-10 кВ

Рег. № 27524-04

реактивная

±1,7

±2,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

14

ПС 110 кВ Кобальт, ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.58, КЛ-10 кВ

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 47958-11

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01

-/

РСТВ-01-01

Рег.

№ 67958-17

активная

реактивная

±1,2

±2,6

±3,3

±4,0

15

ПС 110 кВ Кобальт, ОРУ-35 кВ,

1 с.ш. 35 кВ, КЛ-35 кВ

ТФНД-35М Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 3689-73

ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/V3/100/V3 Рег. № 21257-06

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,5

±5,9

16

ПС 110 кВ Кобальт, ОРУ-35 кВ,

2 с.ш. 35 кВ, КЛ-35 кВ

ТФНД-35М Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 3689-73

ЗНОЛ-35Ш УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/V3/100/V3 Рег. № 21257-06

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,5

±5,9

17

КТП-2 10 кВ ЦМЛП, Щит 1 Щ-0,4 кВ,

2 с.ш. 0,4 кВ, пан.5 гр.2А, КЛ-0,4 кВ

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 100/5 Рег. № 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.02.0-26 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

±1,4

±4,0

±3,5

±8,9

18

КТП1 10 кВ ЦЗЛ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. ф.1, КЛ-0,4 кВ

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 47957-11

-

СЭТ-4ТМ.02.2-37 Кл. т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01

активная

реактивная

±1,0

±2,2

±3,5

±6,6

19

РП-5 10 кВ,

1 с.ш. 10 кВ, яч.1, КЛ-10 кВ

ТЛО-10 У3 Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 25433-11

НОЛ.08-10УТ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3345-04

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

20

РП-5 10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ, яч.2, КЛ-10 кВ

ТЛО-10 У3 Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 25433-11

НОЛ.08-10УТ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3345-04

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП 10 кВ РП-5,

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 800/5 Рег. № 47957-11

ПСЧ-4ТМ.05М.16

активная

±1,0

±3,5

21

РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,5 S/1,0

гр.1, КЛ-0,4 кВ

Рег. № 36355-07

реактивная

±2,4

±5,9

РП -4 10 кВ,

ТЛО-10 У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 400/5 Рег. № 25433-11

НОЛ.08-10УТ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3345-04

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,3

22

1 с.ш. 10 кВ, яч.7, КЛ-10 кВ

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±5,7

РП -4 10 кВ,

ТЛО-10 У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 25433-11

НОЛ.08-10УТ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3345-04

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,3

23

1 с.ш. 10 кВ, яч.9, КЛ-10 кВ

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±5,7

РП -4 10 кВ,

ТЛО-10 У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 400/5 Рег. № 25433-11

НОЛ.08-10УТ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3345-04

СЭТ-4ТМ.03М.01

-/

активная

±1,2

±3,3

24

2 с.ш. 10 кВ, яч.8, КЛ-10 кВ

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

РСТВ-01-01

Рег.

№ 67958-17

реактивная

±2,8

±5,7

РП -4 10 кВ,

ТЛО-10 У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 25433-11

НОЛ.08-10УТ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3345-04

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,3

25

2 с.ш. 10 кВ, яч.10, КЛ-10 кВ

Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

реактивная

±2,8

±5,7

ТП 10 кВ Мобиль,

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 400/5 Рег. № 47957-11

ПСЧ-4ТМ.05М.16

активная

±1,0

±3,5

26

РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,5 S/1,0

яч. 1.1, КЛ-0,4 кВ

Рег. № 36355-07

реактивная

±2,4

±5,9

ТП 10 кВ Мобиль,

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 400/5 Рег. № 47957-11

ПСЧ-4ТМ.05М.16

активная

±1,0

±3,5

27

РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,5 S/1,0

яч.1.2, КЛ-0,4 кВ

Рег. № 36355-07

реактивная

±2,4

±5,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП 10 кВ Мобиль,

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 400/5 Рег. № 47957-11

ПСЧ-4ТМ.05М.16

активная

±1,0

±3,5

28

РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,5 S/1,0

яч.2.1, КЛ-0,4 кВ

Рег. № 36355-07

реактивная

±2,4

±5,9

ТП 10 кВ Мобиль,

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 400/5 Рег. № 47957-11

ПСЧ-4ТМ.05М.16

активная

±1,0

±3,5

29

РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ,

-

Кл. т. 0,5 S/1,0

яч.2.2, КЛ-0,4 кВ

Рег. № 36355-07

реактивная

±2,4

±5,9

30

ВРУ-1 0,4 кВ жилого дома Мобиль, КЛ-0,4 кВ от ТП 10 кВ Мобиль

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 200/5 Рег. № 47959-11

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,5

±5,9

31

ВРУ-2 0,4 кВ жилого дома Мобиль, КЛ-0,4 кВ от ТП 10 кВ Мобиль

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 S Ктт 100/5 Рег. № 47959-11

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

-/

РСТВ-01-01 Рег.

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,5

±5,9

ПС 110 кВ Елисеевская,

TG 145N УХЛ1 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 30489-05

СРА 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 47846-11

СЭТ-4ТМ.03

№ 67958-17

активная

±0,6

±1,4

32

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,2

±1,9

ПС 110 кВ Елисеевская,

TG 145N УХЛ1 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 30489-05

СРА 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3/100/V3 Рег. № 47846-11

СЭТ-4ТМ.03

активная

±0,6

±1,4

33

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,2

±1,9

ПС 110 кВ Елисеевская,

ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2

НАМИ-10-95 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

активная

±1,2

±3,5

34

ЗРУ-10 кВ, 3сш, яч.302,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

КЛ-10 кВ ф.РП-1 ОАО Линде Газ Рус

Ктт 800/5 Рег. № 32139-06

Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05

реактивная

±2,8

±5,9

-/

РСТВ-01-01

Рег.

№ 67958-17

±1,2

±2,8

±3,5

±5,9

активная

35

реактивная

ПС 110 кВ Елисеевская, ЗРУ-10 кВ, 4сш, яч.402, КЛ-10 кВ ф.РП-2 ОАО Линде Газ Рус

ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2

Кл. т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 32139-06

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Примечания:

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

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

3.    Погрешность в рабочих условиях указана для:

-    cos9 = 0,8инд 1=0,01 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 17-18, 21, 26-31 от минус 10 до плюс 40 °C.

-    cos9 = 0,8инд 1=0,021ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 -4, 6-14, 19-20, 2225, 32-33 от минус 10 до плюс 40 °C.

-    cos9 = 0,8инд 1=0,051ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 5, 15-16, 34-35 от минус 10 до плюс 40 °C.

4.    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5.    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.

6.    Допускается замена РСТВ на аналогичное устройство, утвержденного типа.

7.    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

35

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности СОБф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

для ИК №№ 17-18, 21, 26-31

от 1 до 120

для ИК №№ 1-4, 6-14, 19-20, 22-25, 32-33

от 2 до 120

для ИК №№ 5, 15-16, 34-35

от 5 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

- частота, Гц

от 49,5 до 50,5

температура:

- температура окружающей среды в месте расположения ТТ

и ТН, оС

от -10 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, оС

от -20 до +55

- температура окружающей среды в месте расположения

РСТВ

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики электроэнергии:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для счетчика СЭТ -4ТМ.02.2-13, СЭТ -4ТМ.02.2-14, СЭТ -

4ТМ.02.2-37, СЭТ-4ТМ.02.0 -26 (рег. № 20175-01)

90000

для счетчика СЭТ -4ТМ.03 (рег. № 27524-04)

90000

для счетчика ПСЧ-4ТМ.05М.16 (рег. № 36355-07)

140000

для счетчика СЭТ -4ТМ.03М.01, СЭТ -4ТМ.02М.03 (рег. №

36697-08)

140000

для счетчика СЭТ -4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-17)

220000

для счетчика СЭТ -4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-12)

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

РСТВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

55000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

1

2

Глубина хранения информации

Счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер:

- 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 оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал сервера:

-    изменения занчений результатов измерений;

-    изменения коэффициентов измерительных ТТ и ТН;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЛМК -Метиз» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип (обозначение)

Количество,

шт./экз.

1

2

3

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М У2

6

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

16

Трансформатор тока

ТПЛ-10

2

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10-41 УХЛ2

4

Трансформатор тока

ТФНД-35М

4

Трансформатор тока

ТОП-0,66

9

Трансформатор тока

ТШП-0,66

18

Трансформатор тока

ТЛО-10 У2

12

Трансформатор тока

ТЛО-10 У3

6

Трансформатор тока

TG 145N УХЛ1

6

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-35Ш УХЛ1

6

Трансформатор напряжения

НОЛ.08-10УТ2

12

Трансформатор напряжения

СРА 123

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Счетчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

4

Счетчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.02М.03

6

Счетчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.02.2-13

4

Счетчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.02.2-14

1

Счетчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.02.2-37

1

Счетчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.02.0-26

1

Счетчик электрической энергии многофункци ональный

СЭТ-4ТМ.03

5

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М. 16

7

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

4

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

2

1

2

3

Радиосервер точного времени

РСТВ-01-01

1

Программное обеспечение

«BeeDotNet»

1

Методика поверки

МП СМО-1306-2020

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.761 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-1306-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЛМК-Метиз». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 16.06.2020 г.

Основные средства поверки:

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

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

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2-13, СЭТ-4ТМ.02.2-14, СЭТ-4ТМ.02.2-37, СЭТ-4ТМ.02.0-26 (рег. № 20175-01) - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.16 (рег. № 36355-07) - в соответсвии с методикой поверки ИЛГШ 411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ 411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.02М.03 (рег. № 36697-08) - в соответсвии 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 СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ -4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 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.;

-    радиосервера точного времени РСТВ-01-01 (рег. № 67958-17) - по документу АВБЛ.468212.039-01 МП «Инструкция. Радиосерверы точного времени РСТВ -01-01. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 27.02.2017 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;

-    энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;

-    миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;

-    термогигрометр «Ива -6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;

-    термометр стеклянный ждикостный вибростойкий авиационный ТП -6, Рег. № 257-49.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЛМК-Метиз», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЛМК-Метиз»

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

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

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

Развернуть полное описание