Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
заказать СИ
  • Главная
  • Города
  • Екатеринбург г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Уралэлектромедь"
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Уралэлектромедь"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Уралэлектромедь"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1496 п. 16 от 19.12.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралэлектромедь» (далее АИИС КУЭ ОАО «Уралэлектромедь») предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной технологическими объектами АО «Уралэлектромедь»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «Уралэлектромедь» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ОАО «Уралэлектромедь» включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя 3 устройства сбора и передачи данных типа RTU-325 (УСПД-1, УСПД-2 и УСПД-3) размещенные в шкафах RTU, установленные соответственно на ПС «Пышма», ПС «Вторцветмет» и ПС «Калата», 3 устройства синхронизации системного времени yCCB-35HVS (УССВ-1, УССВ-2,УССВ-3) подключенные соответственно к УСПД (УСПД-1, УСПД-2, УСПД-3), каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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. Вычисления проводятся без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» (регистрационный № 52065-12) осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источники сигналов точного времени - три устройства синхронизации системного времени yCCB-35HVS (УССВ-1, УССВ-2, УССВ-3) на базе GPS-приемников, входящие в состав ИВКЭ и подключенные к УСПД (УСПД-1, УСПД-2, УСПД-3), расположенными соответственно на ПС «Пышма», ПС «Вторцветмет» и ПС «Калата», встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков.

Часы УСПД-1, УСПД-2, УСПД-3 синхронизированы со временем УССВ-1, УССВ-2, УССВ-3 соответственно, коррекция времени происходит 1 раз в час допустимое рассогласование ±2 с. Сличение времени счетчиков по времени соответствующих им УСПД, осуществляется 1 раз в сутки. Коррекция времени в счетчиках производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования более ±2 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД-1, осуществляется каждые 6 часов. Коррекция времени в сервере БД производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования более ±2 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значения

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

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

Порядковые номера

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Сервер

Границы интервала основной погрешности, (±5), %,

Границы интервала погрешности, в рабочих условиях (±5),%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

1.1

ПС 110/35/6кВ «Пышма», ввод №1 6 кВ

ТШЛ-10 2000/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3972-73

НОЛ.08-6 6000/100

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

RTU 325 (УСПД 1) Рег.№ 37288-08

HP Server tc3100 с ОС Windows 2003 Server, ПО АльфаЦЕНТР

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

2

1.2

ПС 110/35/6кВ «Пышма», ввод №2 6кВ

ТШЛ-10 2000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3972-73

НОЛ.08-6 6000/100

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-11

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

3

1.3

ПС 110/35/6кВ «Пышма», ввод №5 6кВ

ТШЛ-10 2000/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3972-73

НОЛ.08-6 6000/100

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

4

1.4

ПС 110/35/6кВ «Пышма», ввод №6 6кВ

ТШЛ-10 2000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3972-73

НОЛ.08-6 6000/100

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

5

1.5

ПС 110/35/6кВ «Пышма», ввод №3 6кВ

ТШЛ-10 2000/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3972-73

НОЛ.08-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

RTU 325 (УСПД 1) Рег.№ 37288-08

HP 8erver tc3100 с ОС Windows 2003 8erver, ПО Альфа-ЦЕНТР

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

6

1.6

ПС 110/35/6кВ «Пышма», ввод №4 6кВ

ТШЛ-10 2000/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3972-73

НОЛ.08-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

7

1.7

ПС 110/35/6кВ «Пышма», РУ-6кВ, 2СШ, яч. № 15

ТПОЛ-10 200/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 1261-02

НОЛ.08-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

8

1.8

ПС 110/35/6кВ «Пышма», РУ-6кВ, 2СШ, яч. № 21

ТПОЛ-10 400/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 1261-02

НОЛ.08-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

9

1.9

ПС 110/35/6кВ «Пышма», РУ-6кВ, 6СШ, яч.№ 60

ТОЛ-10 400/5 Кл.т. 0,58 Рег.№ 7069-02

НОЛ.08-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

10

1.10

ПС 110/35/6кВ «Пышма», РУ-6кВ, 3СШ, яч.№ 31

ТПОЛ-10 600/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 1261-02

НОЛ.08-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

11

1.11

ПС 110/35/6кВ «Пышма», РУ-6кВ, 4СШ, яч. № 44

ТПОЛ-10 400/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 1261-02

НОЛ.08-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1.12

ПС 110/35/6кВ «Пышма», РУ-6кВ, 4СШ, яч.№ 35

ТПОЛ-10 400/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 1261-02

НОЛ.08-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

RTU 325 (УСПД-1) Рег.№ 37288-08

HP 8erver tc3100 с ОС Windows 2003 8erver, ПО АльфаЦЕНТР

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

13

1.13

ПС 110/6кВ «Электро-медь», ввод №1 110 кВ

ТФЗМ 110Б 150/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 24811-03

НКФ-110

110000/^3/ 100/V3

Кл.т. 0,5 Рег.№ 14205-94

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

14

1.14

ПС 110/6кВ «Электро-медь», ввод №2 110 кВ

ТФЗМ 110Б 150/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 24811-03

НКФ-110 110000/^3/ 100/V3

Кл.т. 0,5 Рег.№ 26452-06

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

15

1.15

ПС 110/6кВ «Электро-медь», ЗРУ-6кВ, 1СШ, яч. № 19

ТВЛМ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1856-63

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-02

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Актив ная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

16

1.16

ПС 110/6кВ «Электромедь», ЗРУ-6кВ, 2СШ, яч. № 47

ТВЛМ-10 200/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1856-63

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-02

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

17

1.17

ПС 110/6кВ «Электромедь», 2СШ 6кВ яч. № 49

ТОЛ-10-1

100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 15128-96

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-02

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

18

1.18

ПС-9 6/0,4кВ, РУ-6кВ, 2СШ, яч. № 8

ТПЛ-10-М 75/5 Кл.т. 0,58 Рег.№ 22192-03

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

19

1.19

ПС-9 6/0,4кВ,

РУ-6кВ, 1СШ, яч. № 5

ТПЛ-10с 75/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 29390-05

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

20

1.20

ПС-9 6/0,4кВ,

РУ-6кВ, 1СШ яч. № 3

ТПЛ-10с 75/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 29390-05

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

RTU 325 (УСПД-1) Рег.№ 37288-08

HP 8erver tc3100 с ОС Windows 2003 8erver, ПО АльфаЦЕНТР

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

21

1.21

ПС 6/0,4кВ «Северная», РУ-6кВ, 2СШ, яч. № 20

ТПЛ-10-М 100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 22192-01

ЗНОЛ.06-6 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-72

A1805RL-P4G-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-06

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

22

1.22

ПС 6/0,4кВ «Северная», РУ-0,4 кВ, яч. № 3

ТШП-0,66 300/5 Кл.т. 0,58 Рег.№ 15173-06

-

A1805RL-P4G-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-06

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,3

8,0

23

1.23

ПС 6/0.4кВ «Северная», РУ-0,4 кВ, яч. № 20

ТОП-0,66 200/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 15174-06

-

A1805RL-P4G-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-06

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,3

8,0

24

1.24

ПС 6/0,4кВ «Северная», РУ-0,4кВ; яч. № 18

ТОП-0,66 50/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 15174-06

-

A1805RL-P4G-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-06

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,3

8,0

25

1.25

ПС 6/0,4кВ «Инженерный корпус», РУ-6кВ, 2СШ, яч. № 8

ТПЛ-10с 75/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 29390-05

НОМ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 159-49

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

26

1.26

ПС 6/0,4кВ «Инженерный корпус», РУ-0,4кВ, 1СШ, ф. № 1 ООО ТПК Дар

ТОП-0,66 200/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 15174-06

-

EA05RL-P1B-4W Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,3

8,0

27

1.27

ПС 6/0,4кВ «Инженерный корпус», РУ-0,4кВ, 2СШ ф.№ 2 ООО ТПК Дар

ТОП-0,66 200/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 15174-06

-

EA05RL-P1B-4W Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,3

8,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

28

1.28

ТП-1 6/0,4кВ производства «Радуга», РУ-6кВ, 1СШ, яч. № 6

ТПЛ-10-М 200/5 Кл.т. 0,58 Рег.№ 22192-03

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RL-P4G-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-06

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

29

1.29

ТП-1 6/0,4кВ производство «Радуга», РУ-0,4кВ, 2СШ, ф. "РП" (жилпоселок)

ТОП-0,66 100/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 15174-06

-

A1805RL-P4G-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-06

RTU 325 (УСПД-1) Рег.№ 37288-08

HP 8erver tc3100 с ОС Windows 2003 8erver, ПО АльфаЦЕНТР

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,3

8,0

30

1.30

ТП-1 6/0,4кВ производства «Радуга», РУ-0,4кВ, 1СШ, ф. «:РП-1»(парк)

ТОП-0,66 100/5

Кл.т. 0,58 Рег.№ 15174-06

-

A1805RL-P4G-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-06

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,3

8,0

31

1.31

ТП-1 6/0,4кВ производства «Радуга», РУ-0,4кВ, 1СШ, ф. «Фабрика упаковки 1»

ТШП-0,66 400/5 Кл.т. 0,58 Рег.№ 15173-06

-

A1805RL-P4G-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-06

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,3

8,0

32

1.32

ТП-1 6/0,4кВ производства «Радуга», РУ-0,4кВ, 1СШ, ф. «Фабрика упаковки 2»

ТШП-0,66 400/5 Кл.т. 0,58 Рег.№ 15173-06

-

A1805RL-P4G-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-06

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,3

8,0

33

1.33

ПС 6/0,4кВ «Инженерный корпус», РУ-6кВ, яч.№ 5

ТПЛ-10-М 100/5 Кл.т. 0,58 Рег.№ 22192-03

НОЛ.08-6 6000/100

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

34

2.1

ПС 110/6 кВ «Калата», Ввод 6кВ Т-1

ТПОЛ-10 1500/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 1261-02

НОЛ.08-6 6000/100

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RAL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

RTU 325 (УСПД-2) Рег.№ 37288-08

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

35

2.2

ПС 110/6 кВ «Калата», Ввод 6кВ Т-2

ТПОЛ-10 1500/5 Кл.т. 0,5 1261-02

НОЛ.08-6 6000/100

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3345-72

EA05RAL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

36

2.3

ПС 110/6 кВ "Медь", Ввод 6кВ Т-2

ТПШЛ-10 2000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1423-60

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-02

EA05RAL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

37

2.4

ПС 110/6 кВ "Медь", Ввод 6кВ Т-1

ТЛШ-10 2000/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 11077-89

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-02

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

38

2.5

ПС 110/6 кВ «Медь», РУ-6кВ, 1СШ, яч. № 5 ф. «Город № 1»

ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1276-59

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-02

ЕА05RL-P2B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

RTU 325 (УСПД-2) Рег.№ 37288-08

HP 8erver tc3100 с ОС Windows 2003 8erver, ПО АльфаЦЕНТР

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

39

2.6

ПС 110/6 кВ «Медь», РУ-6кВ, 2СШ, яч. № 4 ф. «Город № 2»

ТПЛ-10 400/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 1276-59

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-02

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

40

2.7

ПС 110/6 кВ «Медь», РУ-6кВ, 1СШ, яч. № 13 ф. «Город № 3»

ТПЛ-10 400/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 1276-59

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-02

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

41

2.8

ПС 110/6 кВ «Медь», РУ-6кВ, 2СШ, яч. № 18 ф. «Город № 4»

ТПЛ-10 400/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 1276-59

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-02

EA05RL-B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

42

2.9

ЦРП 6кВ «Обогатительная фабрика», РУ-6кВ, 2 СШ, яч. № 30, ф. «Белоречка»

ТПЛ-10-М 200/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 47958-11

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-02

EA05RL-81-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

43

2.10

Проходная «Северная», ЯКНО-9 ВЛ-6кВ «Шуралинская насосная»

ТОЛ-10-I

30/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 15128-96

ЗНОЛ.06-6 6000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5 Рег.№ 3344-72

EA05RL-81-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

44

2.11

ЦРП 6кВ «Химпроизвод-ства», РУ-6кВ, 1 СШ, яч. № 13, ф. «Фекальная насосная» № 1

ТПЛ-10-М 50/5 Кл.т. 0,58 Рег.№ 22192-03

НАМИ-10-95 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 20186-00

ЕА05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

45

2.12

ЦРП 6кВ «Химпроизвод-ства», РУ-6кВ, 2 СШ, яч. № 28, ф. «Фекальная насосная» № 2

ТПЛ-10-М 50/5 Кл.т. 0,58 Рег.№ 22192-03

НАМИ-10-95 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 20186-00

ЕА05RL-P1B-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 16666-07

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

6,1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

47

3.2

ПС 110/6 кВ «Вторцветмет», ЗРУ-6кВ, Ввод 6 кВ Т-2

ТПОЛ-10 800/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1261-08

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RAL-P4GB1-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-11

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

46

3.1

ПС 110/6 кВ «Вторцветмет», ЗРУ-6кВ, Ввод 6 кВ Т-1

ТПОЛ-10 800/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1261-08

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RAL-P4GB1-DW-4 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-11

RTU 325 (УСПД-3) Рег.№ 37288-08

HP 8erver tc3100 с ОС Windows 2003 8erver, ПО АльфаЦЕНТР

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

48

3.3

ПС 110/6 кВ «Вторцветмет», Ввод ТСН 0,23 кВ

Т-0,66 50/5

Кл.т. 0,5 Рег.№ 6891-85

-

A1805RL-P4G-DW-3 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-11

Активная

Реактивная

1,0

2,3

3,2

5,1

49

3.4

ПС 110/6кВ «Вторцветмет», ЗРУ-6кВ, 1СШ, яч.8

ТВЛМ-10 100/5

Кл.т. 0,5

Рег.№ 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RL-P4G-DW-3 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-11

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

50

3.5

ПС 110/6кВ «Вторцветмет», ЗРУ-6кВ, 2СШ, яч.24

ТВЛМ-10 100/5

Кл.т. 0,5

Рег.№ 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RL-P4G-DW-3 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-11

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

51

3.6

ПС 110/6кВ «Вторцветмет», ЗРУ-6кВ, 1СШ, яч.9

ТВЛМ-10 300/5

Кл.т. 0,5

Рег.№ 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RL-P4G-DW-3 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-11

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

52

3.7

ПС 110/6кВ «Вторцветмет», ЗРУ-6кВ, 2СШ, яч.20

ТВЛМ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RL-P4G-DW-3 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-11

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

53

3.9

ПС 6 кВ «Компрессорная», РУ-6кВ, 2СШ, яч.9

ТОЛ-10-I

20/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 15128-03

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RL-P4G-DW-3 Кл.т.0,58/1,0 Рег.№ 31857-11

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,3

5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

54

ПС 110/6кВ «Вторцветмет», ЗРУ-6кВ, 1СШ, яч.13

ТПЛ-10-М 200/5 Кл.т. 0,5S Рег.№ 22192-03

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RL-P4G-DW-3 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

RTU 325 (УСПД-3) Рег.№ 37288-08

HP Server tc3100 с ОС Windows 2003 Server, ПО АльфаЦЕНТР

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,1

5,2

55

ПС 110/6кВ «Вторцветмет», ЗРУ-6кВ, 2СШ, яч.21

ТПЛ-10-М 30/5

Кл.т. 0,2S Рег.№ 47958-11

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RL-P4G-DW-3

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

0,9

2,0

2,2

4,0

56

ПС 110/6кВ «Вторцветмет», ЗРУ-6кВ, 1СШ, яч.30

ТПЛ-10-М 30/5

Кл.т. 0,2S Рег.№ 47958-11

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70

A1805RL-P4G-DW-3

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

0,9

2,0

2,2

4,0

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.

3 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 метрологических характеристик.

4 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы . 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 ИК

56

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

от 98 до 102

- ток, % от Ihom

от 100 до 120

- коэффициент мощности, cos9

0,9

температура окружающей среды °C:

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ 31819.22-2012

от +21 до +25

ГОСТ Р 52323-2005

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 31819.23-2012

от +21 до +25

ГОСТ Р 52425-2005

от +21 до +25

1

2

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном:

- для ИК № 22 - 24, 26, 27, 29 - 32

- для ИК № 7 - 12, 18, 21, 28, 33, 44, 45, 54-56

- для ИК № 1 - 6, 13 - 17, 19, 20, 25, 34 - 43, 46 - 53

- коэффициент мощности, cos9

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

- для ТТ и ТН

- для счетчиков

- для УСПД

электросчетчики ЕвроАльфа1:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее электросчетчики Альфа А18001:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

УСПД RTU-325L:

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

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее УССВ-35HVS:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

Глубина хранения информации электросчетчики Альфа А1800:

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

электросчетчики ЕвроАльфа:

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

УСПД RTU-325L:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее

от 90 до 110

от 1 до 120

от 2 до 120

от 5 до 120

0,8 емк

от -40 до +70 от 10 до +35

от +15 до +25

80000

120000

100000

80000

50000

45

113,7

45

3,5

Предел допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечание

Счетчики Альфа А1800 и ЕвроАльфа относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации изделиям, время восстановления учета электроэнергии зависит от наличия резервного счетчика на складе и времени его подключения. При наличии резервного счетчика время, необходимое на замену элемента (демонтаж, монтаж, параметризация) - 24 ч.

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, параметрировании:

- электросчетчик;

- УСПД;

- сервер.

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:

- измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);

- сбор результатов измерений - 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средств измерений

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

1

2

3

Измерительный трансформатор тока

ТФЗМ-110Б

4

Измерительный трансформатор тока

ТВЛМ-10

12

Измерительный трансформатор тока

ТШЛ-10

12

Измерительный трансформатор тока

ТЛШ-10

3

Измерительный трансформатор тока

ТОЛ-10

4

Измерительный трансформатор тока

ТОЛ-10-1

4

Измерительный трансформатор тока

ТПЛ-10-М

18

1

2

3

Измерительный трансформатор тока

ТПЛ-10

11

Измерительный трансформатор тока

ТПОЛ-10

20

Измерительный трансформатор тока

ТПШЛ-10

3

Измерительный трансформатор тока

Т-0,66

3

Измерительный трансформатор тока

ТПЛ-10с

6

Измерительный трансформатор тока

ТШП-0,66

9

Измерительный трансформатор тока

ТОП-0,66

18

Измерительный трансформатор напряжения

НКФ-110

6

Измерительный трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

5

Измерительный трансформатор напряжения

НОЛ-08-6

18

Измерительный трансформатор напряжения

ЗНОЛ-06

6

Измерительный трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

5

Измерительный трансформатор напряжения

НАМИ-10-95

2

Измерительный трансформатор напряжения

НОМ-6

2

Счетчик электрической энергии

A1805RAL-P4GB 1-DW-4

2

Счетчик электрической энергии

A1805RL-P4G-DW-3

10

Счетчик электрической энергии

A1805RL-P4G-DW-4

9

Счетчик электрической энергии

EAO5RL-B-4

11

Счетчик электрической энергии

EAO5RL-P1B-4

18

Счетчик электрической энергии

EAO5RAL-B-4

3

Счетчик электрической энергии

EAO5RL-P2B-4

1

Счетчик электрической энергии

EAO5RL-S1-4

2

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325

3

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-35HVS

3

Персональный компьютер

HP Server tc3100

1

Программное обеспечение

Альфа Центр SE

1

Программное обеспечение

Альфа Центр Laptop

1

Программное обеспечение

AlphaPlus W1.8

1

Методика поверки

ЭПК 134/04-1.002МП с изменением №1

1

Паспорт-формуляр

ЭПК 134/17-1.ФО

1

Руководство по эксплуатации

ЭПК 134/17-1.ИЭ.2

1

Поверка

осуществляется по документу ЭПК 134/04-1.002МП «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралэлектромедь». Измерительные каналы. Методика поверки. С изменением №1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 19 февраля 2018 г.

Основные средства поверки:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по ГОСТ 8.216-2011 и/или по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005;

- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки». МП-2203-0042-2006, утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- счетчиков ЕвроАльфа - по методике поверки «Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки». № 026/447-2007, утверждена ГЦИ СИ ФГУ Ростест-Москва в 2007 г.;

- УСПД RTU 325 - по методике поверки ДЯИМ.466453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 15 февраля 2008 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралэлектромедь».

Нормативные документы

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

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

Развернуть полное описание