Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная (АИИС КУЭ) ОАО "Первоуральский новотрубный завод" с Изменением №1, №2. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная (АИИС КУЭ) ОАО "Первоуральский новотрубный завод" с Изменением №1, №2

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1286 п. 59 от 20.08.2014Приказ 231 п. 02 от 13.04.201204 от 30.03.04 п.173
Класс СИ 34.01.04
Примечание 20.08.2014 утвержден вместо 26726-12
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Первоуральский новотрубный завод» с Изменениями № 1, № 2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной 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);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе ЭКОМ-3000, со встроенным устройством синхронизации времени на GPS-приемнике и технические средства приема-передачи данных.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Энергосфера».

Первичные фазные 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощ

ность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям либо с использованием стационарных терминалов сотовой связи на верхний уровень системы (сервер БД). Сбор информации со счетчиков ИК № 2.1 - 2.15 осуществляется посредством переносного инженерного пульта (ноутбука), с последующей загрузкой ее в БД ИВК.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка 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. Отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера баз данных настоящей системы.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя устройство синхронизации времени на GPS-приемнике, входящее в состав УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от GPS-приемника. Погрешность синхронизации не более ± 0,2 с. Сличение времени часов сервера БД с временем часов УСПД осуществляется каждый час. Коррекция времени часов сервера выполняется один раз в сутки при достижении допустимого расхождения времени часов сервера и УСПД на ±3 с. Сличение времени часов счетчиков и УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, коррекция времени часов счетчиков происходит при расхождении со временем часов УСПД на ±3 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий. Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», регистрационный № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО указанное в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» (в соответствии с Р 50.2.077-2014). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - нет.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Модули

Значение

Идентификационные данные (признаки)

«ПК Энергосфера»

Идентиф икационное наименование ПО

pso_metr.dll

Цифровой идентификатор ПО

64e39379e41654e81e509b84a9d219fa

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование точек измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.1

ГПП 110/35/6 кВ ввод №1

ТЛШ-10 2000/5 Кл. т. 0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

1.2

ГПП 110/35/6 кВ ввод №2

ТЛШ-10 2000/5 Кл. т. 0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.3

ГПП 110/35/6 кВ "Билимбай"

Фаза A,B ТФН-35М Фаза C ТФНД-35М 300/5

Кл. т. 0,5

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,3

1.4

ГПП 110/35/6 кВ

РП-5-1 яч.10

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.5

ГПП 110/35/6 кВ РП-5-2 яч.25

ТПОЛ-10

600 / 5

Кл. т. 0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

1.6

ГПП 110/35/6 кВ ТП-75 яч.23

ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,3

1.7

ГПП 110/35/6 кВ Регул. яч.22

ТПОЛ-10 100/5

Кл. т. 0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

1.8

ГПП 110/35/6 кВ рез. ПС Очистная-1 яч.3

ТПОЛ-10 600/5

Кл. т. 0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.9

ГПП 110/35/6 кВ рез. ПС Очистная-2 яч.24

ТПОЛ-10 600/5

Кл. т. 0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.10

ГПП 110/35/6 кВ Запрудный яч.14

ТПОЛ-10 100/5

Кл. т. 0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.11

ГПП 110/35/6 кВ ТП4153 яч.24

ТПОЛ-10 100/5

Кл. т. 0,5S

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.12

ГПП 110/35/6 кВ

ЦРП-1 Береговая-1 яч.4

ТОЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.13

ГПП 110/35/6 кВ

ЦРП-1

Береговая-2 яч.16

ТОЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.14

ГПП 110/35/6 кВ Птицефабрика ввод №3 яч.6

ТПОЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,3

1.15

ГПП - 1 ввод №1 яч.13

ТЛШ-10 2000/5

Кл. т. 0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

Реак

тивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

1.16

ГПП - 1 ввод №2 яч.31

ТЛШ-10 2000/5 Кл. т.

0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

Активная

Реак

тивная

1.17

ГПП - 1 ввод №3 яч.53

ТЛШ-10 2000/5 Кл. т.

0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.18

ГПП - 1 ввод №4 яч.56

ТЛШ-10 2000/5 Кл. т.

0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.19

ГПП - 1

РП-6-1 яч.46

ТПОЛ-10 1000/5

Кл. т. 0,5

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

Активная Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,3

1.20

ГПП - 1 РП-6-2 яч.63

ТПОЛ-10 1000/5

Кл. т. 0,5

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.21

ГПП - 1 ЖБИиК-1 яч.16

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т.

0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

Активная Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

1.22

ГПП - 1

ЦРП яч.28

ТПОЛ-10 600/5

Кл. т. 0,5

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

Активная Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,3

1.23

ГПП - 1 Проминвест-2 яч. 12

ТОЛ-10 600/5 Кл. т.

0,5S

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

Активная

Реак

тивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.24

ГПП - 1 ПС-18

РП-10-1 яч.4

ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-1095 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,3

1.25

ГПП - 1 ПС-18

РП-10-2 яч.21

ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5

НТМК-6-48 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

Активная

, Реактивная

1.26

ГПП - 1 ПС-18

УМИ яч.22

ТПЛ-10 100/5

Кл. т. 0,5

НТМК-6-48 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.27

ГПП - 2 ввод №1 яч.7

ТЛШ-10 4000/5 Кл. т. 0,5S

НОМ-6-77 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

1.28

ГПП - 2 ввод №2 яч.14

ТЛШ-10 4000/5 Кл. т. 0,5S

НОМ-6-77 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.29

ГПП - 2

РП-3-1 яч.3а

ТПОЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5S

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.30

ГПП - 2

РП-3-2 яч.12а

ТПОЛ-10 400/5

Кл. т. 0,5S

НОМ-6-77 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.31

ГПП - 3 ввод №1 110 кВ

ТВГ-110

400/5 Кл. т. 0,5S

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 1,0

± 2,6

± 1,8

± 3,0

1.32

ГПП - 3 ввод №2 110 кВ

ТВГ-110 400/5 Кл. т. 0,5S

НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

1.33

ГПП - 4 ввод №1 яч.2, 3

ТЛШ-10 1000/5

Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 6000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

1.34

ГПП - 4 ввод №2 яч.10, 11

ТЛШ-10 1000/5

Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 6000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.35

ГПП - 4 ввод №3 яч.27, 28

ТЛШ-10 1000/5

Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 6000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.36

ГПП - 4 ввод №4 яч.19, 20

ТЛШ-10 1000/5

Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 6000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

Реак

тивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

1.37

ПС «Хромпик» ПС-6 яч.26

ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-10 6000 / 100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

Реак

тивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,3

1.38

ПС «Хромпик» ПС-8 яч.22

ТПОФ-10 600/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-10 6000 / 100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.39

ПС «Хромпик» ПС-3 яч.24

ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-10 6000 / 100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.40

ПТЭЦ Гр.сборка-1 ГПП-4 яч.14

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 6000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

1.41

ПТЭЦ ПС-1 А яч.12

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 6000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.42

ПТЭЦ ПС-8 ввод №1 яч.4

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 6000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.43

ПТЭЦ ПС-8 ввод №2 яч.26

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 6000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.44

ПТЭЦ ПС-19 ввод №1 яч.16

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 6000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.45

ПТЭЦ ПС-19 ввод №2 яч.24

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ.06 6000:^3/ 100:^3

Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

1.46

ПС «Трубная» ВЛ 220 кВ «Емелино-Трубная»

BCT 600/5 Кл. т. 0,2S

CPB 245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 0,5

± 1,2

± 1,0

± 2,1

1.47

ПС «Трубная» ВЛ 220 кВ Первоуральская СУГРЭС №1 с отпайкой на ПС 220кВ Трубная

BCT 600/5 Кл. т. 0,2S

CPB 245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.52

ГПП-3

3 с.ш. 6кВ, яч.23, ф .ПС-46-1

ТПОЛ-10-3 1500/5 Кл. т. 0,5S

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК 00

Кл. т.

0,5S/1,0

ЭКОМ-3000

Активная

, Реактивная

± 1,1

± 2,7

± 3,0

± 5,1

1.53

ГПП-3,

4 с.ш. 6кВ, яч.33, ф.ПС-46-2

ТПОЛ-10-3 1500/5 Кл. т. 0,5S

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК 00

Кл. т.

0,5S/1,0

± 1,1

± 2,7

± 3,0

± 5,1

2.1

ГПП - 110/35/6 кВ КТП “Насосная питьевой воды” Гаражные кооперативы

Т-0,66 200/5

Кл. т. 0,5

МТ 100 Кл. т.

1,0/2,0

Активная

, Реактивная

± 1,4

± 3,1

± 4,3

± 7,5

2.3

ГПП-1 КТП-2 РП-1 0,4 кВ, Уралдомна-ремонт

ТОП-0,66 100/5

Кл. т. 0,5S

МТ 100 Кл. т.

1,0/2,0

Активная

, Реактивная

± 1,4

± 3,1

± 3,6

± 6,6

2.4

ГПП-2 ТП-34, АЗОС

ТШП-0,66 250/5 Кл. т. 0,5S

МТ 100 Кл. т.

1,0/2,0

2.5

ГПП-3 ТП-4, Ребус

ТОП-0,66 75/5

Кл. т. 0,5S

МТ 100 Кл. т.

1,0/2,0

2.6

ГПП-3 ТП-43, Стройлес

ТОП-0,66 100/5

Кл. т. 0,5S

МТ 100 Кл. т.

1,0/2,0

2.7

ГПП-3 ПС-36, ТП-25-1, яч. 3

ТПЛ-10 150/5

Кл. т. 0,5

НАМИ-10

95 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

Активная

, Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,3

2.8

ГПП-3 ПС-36, ТП-25-2, яч. 24

ТПЛ-10 150/5

Кл. т. 0,5

НАМИ-10

95 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

2.9

ГПП-4 ПС №7, Подземный переход-1

ТОП-0,66 75/5

Кл. т. 0,5S

МТ 100 Кл. т.

1,0/2,0

Активная

, Реактивная

± 1,4

± 3,1

± 3,6

± 6,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2.10

ГПП-1 ПС-18 ТП-20 0,4кВ, "ЗАО УТМ"

ТОП-0,66 150/5

Кл. т. 0,5S

МТ 100 Кл. т.

1,0/2,0

Активная

, Реактивная

± 1,4

± 3,1

± 3,6

± 6,6

2.11

ПС-14 ТП-23 0,4кВ, Восток-1

ТОП-0,66 200/5

Кл. т. 0,5S

МТ 100 Кл. т.

1,0/2,0

2.12

ПС-14 ТП-23 0,4кВ, Восток-2

ТОП-0,66 200/5

Кл. т. 0,5S

МТ 100 Кл. т.

1,0/2,0

2.13

ПТЭЦ РУСН-0,4кВ секция 6Н Теплотрасса

ТОП-0,66 75/5

Кл. т. 0,5S

Меркурий 230 ART-03

RN Кл. т. 0,5S/1,0

Активная

, Реактивная

± 1,0

± 2,4

± 2,2

± 3,8

2.14

ПТЭЦ РУСН-0,4кВ секция 3Н Опрессовочный насос

ТОП-0,66 150/5

Кл. т. 0,5S

Меркурий 230 ART-03

RN Кл. т. 0,5S/1,0

2.15

ПТЭЦ РУСН-0,4кВ секция 1Н ЖД ворота

ТОП-0,66 50/5

Кл. т. 0,5S

Меркурий 230 ART-03

RN Кл. т. 0,5S/1,0

2.16

ПС «Насосная» на р.Чусовая, ввод №1, яч. 3

ТПОЛ-10 100/5

Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ-06 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

Активная

, Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 2,3

± 3,9

2.17

ПС «Насосная» на р.Чусовая, ввод №2, яч. 2

ТПОЛ-10 100/5

Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ-06 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

2.18

ПС «Насосная» на р.Чусовая, ввод №3, яч. 10

ТПОЛ-10 100/5

Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ-06 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

2.19

ПС «Насосная» на р.Чусовая, ввод №4, яч. 5

ТПОЛ-10 100/5

Кл. т. 0,5S

ЗНОЛ-06 6000/100 Кл. т. 0,5

MT 851 Кл. т.

0,5S/1,0

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. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02 1ном, cos9 = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до + 40 °С.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

5. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

67

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности cos9

- температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120

0,9

от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности cos9

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С

от 90 до 110

от 1 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -40 до +70

от -40 до +70

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

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

- среднее время восстановления работоспособности, ч ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

140000 2

0,99

1

75000

24

35

10

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД 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 счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал 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,   параметри-

ровании:

- электросчетчика,

- УСПД,

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

- Цикличность:

- измерений - 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора - 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплектность АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество, шт.

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛШ-10

22

Трансформатор тока

ТФН-35М

2

Трансформатор тока

ТФНД-35М

1

Трансформатор тока

ТПЛ-10

12

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

48

Трансформатор тока

ТПОЛ-10-3

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10

6

Трансформатор тока

ТПОФ

4

Трансформатор тока

ТПОФ-10

2

Трансформатор тока

ТВГ-110

6

Трансформатор тока

BCT

6

Трансформатор тока

Т-0,66

3

Трансформатор тока

ТОП-0,66

30

Трансформатор тока

ТШП-0,66

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

28

Трансформатор напряжения

НАМИ-35

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-110

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

3

Трансформатор напряжения

НТМК-6-48

2

Трансформатор напряжения

НОМ-6-77

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

30

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-06

12

Трансформатор напряжения

CPB 245

6

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

4

Счетчик электрической энергии

МТ 851

49

Счетчик электрической энергии

МТ 100

9

Счетчик электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05МК

2

Счетчик электрической энергии

Меркурий 230

3

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

8

Программное обеспечение

ПК Энергосфера

1

Методика поверки

-

1

Паспорт-формуляр

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 26726-14 с Изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Первоуральский новотрубный завод» с Изменениями № 1, № 2. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 22 мая 2017 г.

Основные средства поверки:

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

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

- по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- по МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ.

Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

- счетчиков МТ 851, МТ 100 - по документу МИ 2158-91 «ГСИ. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Методика поверки»;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167 РЭ1;

- УСПД «ЭКОМ-3000» - по документу «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП» и/или «ГСИ. Программнотехнический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99»;

- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

- термогигрометр «CENTER» (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %;

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

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) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «Первоуральский новотрубный завод» с Изменениями № 1, № 2, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации №01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

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 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

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

Развернуть полное описание