Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная (АИИС КУЭ) ОАО "Первоуральский новотрубный завод" с Изменением №1, №2
Номер в ГРСИ РФ: | 26726-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Челябинское управление энерготрейдинга", г. Челябинск |
26726-14: Описание типа СИ | Скачать | 87 КБ |
Для автоматического измерения электрической энергии и мощности, сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации, для учета и контроля получаемой, а также передаваемой через свои сети субабонентам активной и реактивной электрической энергии, ведения баланса этого учета с целью проведения коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 26726-14 |
Наименование | Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная (АИИС КУЭ) ОАО "Первоуральский новотрубный завод" с Изменением №1, №2 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Примечание | 20.08.2014 утвержден вместо 26726-12 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1286 п. 59 от 20.08.2014Приказ 231 п. 02 от 13.04.201204 от 30.03.04 п.173 |
Производитель / Заявитель
ООО "Челябинское управление энерготрейдинга", г. Челябинск
Россия
117393, ул.Профсоюзная, 66, стр.1, тел./факс (095) 785-52-00, 785-52-02, E-mail: office@energomegasbit.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 26726-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 4 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
26726-14: Описание типа СИ | Скачать | 87 КБ |
Описание типа
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