Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЛМК-Метиз"
- АО "РЭС Групп", г.Владимир
-
Скачать
79787-20: Методика поверки МП СМО-1306-2020Скачать10.7 Мб79787-20: Описание типа СИСкачать403.6 Кб
- 06.11.24
- 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