Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЕвразЭнергоТранс" промплощадки "ЕВРАЗ НТМК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74616-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс» промплощадки «ЕВРАЗ НТМК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74616-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЕвразЭнергоТранс" промплощадки "ЕВРАЗ НТМК" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 156 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 74616-19: Описание типа СИ | Скачать | 370.8 КБ | |
| 74616-19: Методика поверки | Скачать | 5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс» промплощадки «ЕВРАЗ НТМК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 17049-09 (Рег. № 17049-09) технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД), сервер базы данных (СБД), сервер обмена данными (СОД) со смежными субъектами, автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
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 (синхронизация часов АИИС КУЭ); предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электроэнергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивают счетчики ИИК 1 - 3, 6 -17 и считывает 30-минутные профили электроэнергии, журналы событий. Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены коэффициенты трансформации установлены равными единице. УСПД выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
ССД с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД и счетчики ИИК 4, 5, 18 - 22, считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. ССД при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Считанные данные записываются в базу данных.
СБД в автоматическом режиме раз в 30 минут осуществляет сбор данных с ССД по локальной сети и запись в базу данных.
СБД осуществляет хранение и предоставление данных для оформления справочных и отчетных документов. СОД считывает данные из СБД и осуществляет передачу данных в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, смежному субъекту и другим заинтересованным организациям в виде xml-файлов формата 80020.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, ССД, СБД. В качестве устройств синхронизации времени используются УСПД со встроенным GPS приемником, установленные в ЦСОИ ООО «ЕвразЭнергоТранс» и на ПС 110 кВ Кислородная (ИИК 8, 9). УСПД осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемников непрерывно.
Сравнение показаний часов СБД и УСПД, установленного в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ООО «ЕвразЭнергоТранс», происходит с цикличностью один раз в 30 минут. Синхронизация часов СБД и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов СБД и УСПД на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов ССД и УСПД ИИК 8, 9 происходит с цикличностью один раз в 60 минут. Синхронизация часов ССД и УСПД ИИК 8, 9 осуществляется при расхождении показаний часов ССД и УСПД ИИК 8, 9 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1 - 3, 6, 7, 10 - 17 и ССД происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК 1 - 3, 6, 7, 10 - 17 и ССД осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 1 - 3, 6, 7, 10 - 17 и ССД на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 3, 6 - 17 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам ИИК 1 - 3, 6 - 17, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 3, 6 - 17 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 3, 6 - 17 и УСПД на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 4, 5, 18 - 22 и ССД происходит при каждом обращении к счетчикам ИИК 4, 5, 18 - 22, но не реже одного раза в сутки.
Синхронизация часов счетчиков ИИК 4, 5, 18 - 22 и ССД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 4, 5, 18 - 22 и ССД на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование сервера |
Сервер сбора данных |
|
Наименование ПО |
ПК «Энергосфера» 6.4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
PSO.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.98.4661 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
96ACF107EE2DAD7A9E13BC1B3BBBCB8B |
|
Идентификационное наименование ПО |
CRQonDB.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.26.371 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
25E4509A8D9036CEC102CD78E58F6211 |
|
Идентификационное наименование ПО |
expimp.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.175.3573 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
785296ADCD34B921B4FC33FF83EB049E |
|
Идентификационное наименование ПО |
ControlAge.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.156.2356 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
413FA4F853DE298FAAD6A25F5D6AEA8E |
|
Идентификационное наименование ПО |
adcenter.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.66.1387 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
1BCCC0E45565DD0BE98304E88901DBB0 |
|
Идентификационное наименование ПО |
AdmTool.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.4.162.6277 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
C15BBFB180630CB509B436D77679B74D |
|
Наименование сервера |
Сервер базы данных |
|
Наименование ПО |
ПК «Энергосфера» 8.0 |
|
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
8.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 110 кВ НТМК, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Тагил - НТМК 1 |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 52261-12 |
НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. №17049-09 |
Сервер сбора данных Сервер базы данных Сервер обмена данными |
|
2 |
ПС 110 кВ НТМК, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Тагил - НТМК 2 |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 52261-12 |
НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
3 |
ПС 110 кВ НТМК, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ НТМК - Прокатная |
ТГФМ-110 кл.т 0,2S Ктт 200/5 Рег. № 52261-12 |
НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №1188-84 НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
4 |
ПС-113 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 14, ф. Шлакоотвал - 1 |
ТПЛ-10-М кл.т 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 22192-07 |
НТМИ-6 У3 кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №51199-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
- |
Сервер сбора данных Сервер базы данных Сервер обмена данными |
|
5 |
ПС-113 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 5, ф. Шлакоотвал - 2 |
ТПЛ-10-М кл.т 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 22192-07 |
НТМИ-6 У3 кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №51199-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
- | |
|
6 |
ПС 110 кВ Доменная, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-1 110 кВ |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 30559-05 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | |
|
7 |
ПС 110 кВ Доменная, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-2 110 кВ |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 30559-05 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
8 |
ПС 110 кВ Кислородная, РУ-6 кВ, Ввод Т-1 6 кВ |
ТШВ-15 кл.т 0,5 Ктт 6000/5 Рег. № 5719-76 |
НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | |
|
9 |
ПС 110 кВ Кислородная, РУ-6 кВ, Ввод Т-2 6 кВ |
ТШВ-15 кл.т 0,5 Ктт 6000/5 Рег. № 5719-76 |
НТМИ-6 У3 кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51199-12 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
10 |
ПС 110 кВ Прокатная, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ НТМК -Прокатная |
ТВИ-110 кл.т 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 30559-05 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | |
|
11 |
ПС 110 кВ Прокатная, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Вязовская -Прокатная 2 |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 30559-05 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
12 |
ПС 110 кВ Прокатная, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Вязовская -Прокатная 1 |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 30559-05 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
13 |
ПС 110 кВ Прокатная, ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 30559-05 |
НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
14 |
ПС 110 кВ Шлаковая, РУ-10 кВ, Ввод Т-1 10 кВ |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
Сервер сбора данных Сервер базы данных Сервер обмена данными |
|
15 |
ПС 110 кВ Шлаковая, РУ-6 кВ, Ввод Т-1 6 кВ |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
16 |
ПС 110 кВ Шлаковая, РУ-10 кВ, Ввод Т-2 10 кВ |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №831-69 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
17 |
ПС 110 кВ Шлаковая, РУ-6 кВ, Ввод Т-2 6 кВ |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №831-53 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
18 |
ПС 110 кВ Обжиговая, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-1 110 кВ |
ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 16023-97 |
НКФ-110 кл.т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. №26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
- | |
|
19 |
ПС-12 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.5, ф. ТРП-3601-1 |
ТОЛ-10-1 кл.т 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 15128-07 |
НТМИ-6 У3 кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51199-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
- | |
|
20 |
ПС-12 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.19, ф. ТРП-3601-2 |
ТОЛ-10-1 кл.т 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 15128-07 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
- | |
|
21 |
ПС-12 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.1, ф.1-116 |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-6 У3 кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51199-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
- | |
|
22 |
ПС-12 6 кВ, РУ-6 кВ, яч.22, ф. 2-116 |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 1261-08 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
- |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменение в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы доп измерении а применения А |
ускаемой относительной погрешности ИК при ктивной электроэнергии в рабочих условиях ИИС КУЭ (5), % | ||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 3, 10 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
4 - 7, 11 - 17, 19 -22 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
8, 9, 18 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
0,5 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 | |
|
Номер ИК |
sii^ |
Пределы доп измерении ре применения А |
ускаемой относительной погрешности ИК при ^активной электроэнергии в рабочих условиях ИИС КУЭ (5), % | ||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1, 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ 26035-83 |
0,44 |
±5,9 |
±2,5 |
±2,1 |
±1,9 |
|
0,6 |
±4,8 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,71 |
±4,4 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,87 |
±4,0 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
2, 10 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ Р 52425-2005 |
0,44 |
±3,2 |
±2,8 |
±2,3 |
±2,3 |
|
0,6 |
±2,7 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,71 |
±2,5 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±2,3 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
6, 11, 14 - 17 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ 26035-83 |
0,44 |
±8,2 |
±3,8 |
±3,1 |
±2,7 |
|
0,6 |
±7,5 |
±2,8 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,71 |
±7,3 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,87 |
±7,0 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
4, 5, 7, 12, 13, 19-22 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ Р 52425-2005 |
0,44 |
±6,0 |
±4,0 |
±3,0 |
±3,0 |
|
0,6 |
±4,3 |
±3,1 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
0,71 |
±3,6 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,87 |
±3,0 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
18 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ Р 52425-2005 |
0,44 |
- |
±6,7 |
±3,8 |
±3,0 |
|
0,6 |
- |
±4,8 |
±2,9 |
±2,4 | |
|
0,71 |
- |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 | |
|
0,87 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
8, 9 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) ГОСТ 26035-83 |
0,44 |
- |
±6,6 |
±4,1 |
±2,7 |
|
0,6 |
- |
±4,6 |
±2,5 |
±2,0 | |
|
0,71 |
- |
±3,7 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,87 |
- |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с | |||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 30 до 80 |
|
Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном для ИК 1 - 7, 10 - 17, 19 - 22 |
от 1 до 120 |
|
ток, % от 1номдля ИК 8, 9, 18 |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +50 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, УСПД, °С |
от +5 до +35 |
|
относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 75 до 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М Рег. № 36697-08: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, Рег. № 36697-12: среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
75000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее Серверы: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113,7 10 45 5 3,5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии;
пароль на УСПД;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТГФМ-110 |
9 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВИ-110 |
18 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
18 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФМ-110 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШВ-15 |
4 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
15 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ110-83У1 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 У3 |
4 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
12 шт. |
|
многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
10 шт. |
|
УСПД |
ЭКОМ-3000 |
6 шт. |
|
Сервер сбора данных |
- |
1 шт. |
|
Сервер базы данных |
- |
1 шт. |
|
Сервер обмена данными |
- |
1 шт. |
|
Паспорт - формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.156 ПФ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-5752-500-2019 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5752-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс» промплощадки «ЕВРАЗ НТМК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 08.02.2019 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по методике поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по методике поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
УСПД ЭКОМ 3000 - по документу ПБКМ.421459.003 МП, утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс» промплощадки «ЕВРАЗ НТМК». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 0004/2019-01.00324-2011 от 08.02.2019 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
Смотрите также
