![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Лучегорский угольный разрез"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Лучегорский угольный разрез"")
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Лучегорский угольный разрез"
- ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск
-
Скачать
66654-17: Методика поверки МП 4222-01-2724070454-2016Скачать5.8 Мб
66654-17: Описание типа СИСкачать135.8 Кб
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-измерение 30-минутных приращений активной 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 (внешние пользователи) результатов измерений,
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей),
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.),
- диагностика 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 - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные электронные МИР С-03 (модификации МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н, МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RG-1Т-Н класса точности 0,2S/0,5 и МИР С-03.05D-ЕQTLBMN-RG-1Т-Н класса точности (КТ) 0,5S/1 ) в ГР № 42459-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (24 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 .
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллер типа МИР КТ-51М ( ГР № 38099-10), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер сбора и хранения базы данных HP ProLiant DL380 G7 с установленным программным обеспечением (ПО) ПК «Учет энергоресурсов», устройство синхронизации системного времени - радиочасы МИР РЧ-02 (ГР № 46656-11), локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
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.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 1-15 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы контроллера, где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллеру устройствам. Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 16-24 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает по проводным линиям на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и передача информации в АО «АТС», филиал ПАО «ДЭК» «Дальэнергосбыт», филиал ОАО «СО ЕЭС» Приморское РДУ, филиал АО «ДРСК» «Приморские электрические сети и прочим заинтересованным организациям в рамках регламента ОРЭМ по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени - радиочасов МИР-РЧ-02, принимающих сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера, сличение времени ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Коррекция часов контроллера проводится при расхождении часов контроллера и часов сервера БД более чем на ±1 с, погрешность синхронизации не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллера и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ на уровне ИВК используется программное обеспечение (ПО) «Учет энергоресурсов».
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО «Учет энергоресурсов» |
| Идентификационное наименование ПО | Программный комплекс СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ. MirServsbor.msi |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7d30b09bbf536b7f45db352b0c7b7023 |
| Идентификационное наименование ПО | Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ. EnergyRes.msi |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.5 |
| Цифровой идентификатор ПО | 55a532c7e6a3c30405d702554617f7bc |
| Идентификационное наименование ПО | Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReaderSetup.msi |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.9.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6dcfa7d8a621420f8a52b8417b5f7bbc |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Технические характеристики
должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
| ИКр е S о Н | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Д П О У | PQ О О и''1 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС 110/6 кВ «Насосная» РУ 6 кВ Ф.3 Склад ВВ | ТОЛ-СЭЩ-10-11 ф.А № 12002-14 ф.С № 11973-14 Ктт =300/5 КТ 0,5S | НТМИ-6-66 ф.А,В,С № 1259 Ктн=6000/100 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN -RG-1Т-Н №34251316074262 КТ 0,2S/0,5 | 0 71 0 VO з § in - Ё | 3 0 0 о №. з 2 0 - | S ^ ан К m s к ит § * |
| 2 | ПС 110/6 кВ «Насосная» РУ 6 кВ Ф.4 Склад ВВ | ГОЛ-СЭЩ-Ю-11 ф.А № 11974-14 ф.С № 11982-14 Ктт=300/5 КТ 0,5S | НТМИ-6 ф.А,В,С № 2307 Ктн=6000/100 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN -RG-1 Т-Н №34251316074263 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 3 | ПС 110/10/6кВ «Разрез» РУ-6кВ Ф-5. Склад ВВ | ТЛО-10 ф.А № 6122 ф.С № 6108 Ктт=200/5 КТ 0,5 S | НТМИ-6-66 ф.А,В,С № 5150 Ктн=6000/100 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н № 40282016074278 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 4 | ПС 110/10/6кВ «Разрез» РУ-6кВ Ф-6. Угольный разрез | ТЛО-10 ф.А № 6062 ф.С № 6061 Ктт=200/5 КТ 0,5S | НТМИ-6-66 ф.А,В,С № 5150 Ктн=6000/100 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н № 40282016074279 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 5 | ПС 110/10/6кВ «Разрез» РУ-6кВ Ф-15 Угольный разрез | ТЛО-10 ф.А № 6307 ф.С № 6328 Ктт=400/5 КТ 0,5S | НТМИ-6-66 ф.А,В,С № 5150 Ктн=6000/1005 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н № 40282016074280 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 6 | ПС 110/10/6кВ «Разрез» РУ-6 кВ Ф-17 Угольный разрез. | ТЛО-10 ф.А № 6316 ф.С № 6370 Ктт=400/5 КТ 0,5S | НОМ-6-77 УХЛ4 ф.А,В,С № 83/69 Ктн=6000/100 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №4028244016074281 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 7 | ПС 110/10/6кВ «Разрез» ЗРУ 6кВ Ф-18 гольный разрез | ТЛО-10 ф.А № 6320 ф.С № 6347 =400/5 КТ 0,5S | НОМ-6-77 УХЛ4 ф.А,В,С № 83/69 Ктн=6000/100 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №40282016074282 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 8 | ПС 110/10/6кВ «Разрез» ЗРУ 6кВ Фидер 22 гольный разрез | ТЛО-10 ф.А № 6300 ф.С № 6311 Ктт=400/5 КТ 0,5S | НОМ-6-77 УХЛ4 ф.А,В,С № 83/69 Ктн=6000/100 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №40282016074283 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 9 | ПС 110/35/6кВ «Надаровская» Ввод Т-1 6кВ | ТПК-10 ф.А № 00327 ф.С № 00502 Ктт=1500/5 КТ 0,5 | НАМИ-10 ф.А,В,С №547 Ктн=6000/100 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №40282016074284 КТ 0,2S/0,5 | s § 17 ^ о Н VO К1 И .в з | ||
| 10 | ПС 110/35/6кВ «Надаровская» Ввод Т-2 6кВ | ТПК-10 ф.А № 00332 ф.С № 00326 Ктт=1500/5 КТ 0,5 | НАМИ-10 ф.А,В,С №637 Ктн=6000/100 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №40282016074285 0,2S/0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 11 | ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ВЛ-35кВ Тяговая 1 | SB-08 ф.А № 07-016979 ф.С № 07-016985 Ктт=300/5 КТ 0,5 | ЗНОМ-35 ф.А № 1338423 ф.В № 1190670 ф.С № 1190754 Kth=35000:VD3/ 100:V3 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №40282016074286 КТ 0,2S/0,5 | МИР КТ-51М, зав. № 1607103 | МИР РЧ- 02 зав. № 04003 | Активная Реактивная |
| 12 | ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ВЛ-35кВ Тяговая 2 | SB-08 ф.А № 07-016980 ф.С № 07-016978 Ктт=300/5 КТ 0,5 | ЗНОМ-35-65 ф.А №1190762 ф.В №1190802 ф.С №1190748 Kth=35000:VD3/100: КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №40282016074287 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 13 | ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ВЛ-35кВ ЮгоЗападная -Горная -Центральная | SB-08 ф.А № 7016982 ф.С № 7016984 Ктт=300/5 КТ 0,5 | ЗНОМ-35-65 ф.А, 1338423 ф.В 1190670 ф.С 1190754 Kth=35000:VD3/100: КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №40282016074288 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 14 | ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ВЛ-35кВ ЮгоЗападная -Центральная | SB-08 ф.А № 7016983 ф.С № 7016981 Ктт=300/5 КТ 0,5 | ЗНОМ-35-65 ф.А №1190762 ф.В № 1190802 ф.С № 1190748 Kth=35000:VD3/100: КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №40282016074289 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 15 | ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ЗРУ 6 кВ Ф-26 ст. Лучегорск | ТПЛМ-10 ф.А № 80098 ф.С № 80086 Ктт=50/5 КТ 0,5 | НАМИ-10 ф.А,В,С № 637 Ктн=6000/100 КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №40282016074290 КТ 0,2S/0,5 | |||
| 16 | АБК Ввод №10,4 кВ | Т-0,66 ф.А № 09899 ф.С № 09906 ф.С № 09930 Ктт=200/5 КТ 0,5 | - | МИР С-03.05 D -ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №39343716074267 КТ 0,5S/1 | 1 | ||
| 17 | АБК Ввод №20,4 кВ | Т-0,66 ф.А № 37206 ф.В № 48052 ф.С № 37966 Ктт=200/5 КТ 0,5 | - | МИР С-03.05 D -ЕQTLBMN-RR-2TC-Н №39343716074268 КТ 0,5S/1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 18 | ИП Ермоленко ИВ. - 0,4 кВ | Т-0,66 М УЗ ф.А № 470682 ф.В № 470676 ф.С № 470679 Ктт=300/5 КТ 0,5 | - | МИР С-03.05 D -EQTLBMN-RG-1Т-Н №39343716074270 КТ 0,5S/1 | |||
| 19 | ООО «Экомет-Т» Ввод №1 ТМ-1 - 0,4 кВ | Т-0,66 УМЗ ф.А № 639021 ф.В № 639022 ф.С № 639020 Ктт=2000/5 КТ 0,5S | - | МИР С-03.05 D -EQTLBMN -RG-1Т-Н №39343716074271 КТ 0,5S/1 | |||
| 20 | ООО «Экомет-Т» Ввод №2 ТМ-2-- 0,4 кВ | Т-0,66 УМЗ ф.А № 636932 ф.В № 636933 ф.С № 0636934 Ктт=2000/5 КТ 0,5S | - | МИР С-03.05 D -EQTLBMN -RG-1 Т-Н №39343716074272 КТ 0,5S/1 | 3 0 0 0 №. .в з 2 0 - ИРМ | ||
| 21 | ИП Зарянко Т.Д. (Лучегорский Хлебозавод)-0,4 кВ | ТТИ-40 ф.А № Е7771 ф.С № 7751 Ктт=300/5 КТ 0,5 | - | МИР С-03.05 D -EQTLBMN -RG-1 Т-Н №39343716074264 КТ 0,5S/1 | - | ан X д S в ит § “ | |
| 22 | ООО «Тек Ко ЛТД»-0,4 кВ» | Т-0,66 М УЗ ф.А № 021541 ф.В № 021542 ф.С № 021543 Ктт=200/5 КТ 0,5 | - | МИР С-03.05 D -EQTLBMN -RG-1 Т-Н №39343716074269 КТ 0,5S/1 | |||
| 23 | ООО «Алькор»-1-0,4 кВ | ТТИ-30 ф.А № 135440 ф.В № 135428 ф.С № 135430 Ктт=200/5 КТ 0,5 | - | МИР С-03.05 D -EQTLBMN -RG-1 Т-Н №39343716074266 КТ 0,5S/1 | |||
| 24 | ООО «Алькор»-2-0,4 кВ | ТТИ-30 ф.А № S17048 ф.В № S17043 ф.С № S17045 Ктт=200/5 КТ 0,5 | - | МИР С-03.05 D -EQTLBMN -RG-1 Т-Н №39343716074265 КТ 0,5S/1 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1), ток (0,01-1,2) !ном для ИК №1-15,19,20 и ток (0,05-1,2) !ном для ИК №16-18,21-24; 0,5 инд.^соб ф^0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 55°С, для контроллера от минус 40 до 55 °С и сервера от 10 до 30 °С) приведены в таблице 3.Температура воздуха в местах расположения счетчиков от 10 до 30 °С.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии рабочих условиях
| Номер ИК | & Н « К о щ О ии я н К о фо ф эщ оо Км | Пределы допускаемой относителы активной (реактивной) электроэне | юй погрешности ИК при измерении ргии в рабочих условиях, % | ||||||
| 51(2)%, I1(2) %£ I изм< I 5 % | 55 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 520 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 5ю0 %, I100 %£ I изм< I 120 % | ||||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1-8 | 0,5 | ±5,4 | ±2,8 | ±3,0 | ±1,7 | ±2,2 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,4 |
| 0,8 | ±2,9 | ±4,5 | ±1,6 | ±2,74 | ±1,3 | ±2,0 | ±1,3 | ±2,0 | |
| 1 | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±0,9 | Не норм | ±1,0 | Не норм | |
| 9-15 | 0,5 | ±5,4 | ±2,5 | ±2,9 | ±1,5 | ±2,2 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,8 | ±4,4 | ±1,6 | ±2,4 | ±1,2 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,9 | |
| 1 | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±0,9 | Не норм | ±0,9 | Не норм | |
| 16-18, 21-24 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±2,6 | ±2,7 | ±1,6 | ±1,9 | ±1,3 |
| 0,8 | - | - | ±2,8 | ±4,4 | ±1,5 | ±2,4 | ±1,1 | ±1,8 | |
| 1 | - | - | ±1,7 | Не норм | ±1,0 | Не норм | ±0,8 | Не норм | |
| 19,20 | 0,5 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,3 | ±0,9 | ±1,1 | ±0,9 | ±1,1 |
| 0,8 | ±1,6 | ±2,2 | ±0,9 | ±1,7 | ±0,7 | ±1,2 | ±0,7 | ±1,2 | |
| 1 | ±1,4 | Не норм | ±0,7 | Не норм | ±0,6 | Не норм | ±0,6 | Не норм | |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) !ном для ИК №1-15,19, 20 и ток (0,05-1,2) !ном для ИК №16-18, 21-24; cos9=0,9 инд; температура окружающей среды (20 ± 5) °С приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии
| Номер ИК | & Н и нт o ес ии я н К о фон ф эщ оо Км | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, % | |||||||
| 51(2)%, I1(2) %£ I изм< I 5 % | 55 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 520 %■, I 20 %£ I изм< I 100 % | 5100 %■, I100 %£ I изм< I 120 % | ||||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1-8 | 0,5 | ±5,4 | ±2,8 | ±3,0 | ±1,7 | ±2,2 | ±1,4 | ±2,2 | ±1,4 |
| 0,8 | ±2,9 | ±4,5 | ±1,6 | ±2,7 | ±1,3 | ±2,0 | ±1,3 | ±2,0 | |
| 1 | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±0,9 | Не норм | ±1,0 | Не норм | |
| 9-15 | 0,5 | ±5,4 | ±2,6 | ±3,0 | ±1,6 | ±2,2 | ±1,4 | ±2,2 | ±1,4 |
| 0,8 | ±2,9 | ±4,5 | ±1,6 | ±2,5 | ±1,3 | ±2,0 | ±1,3 | ±2,0 | |
| 1 | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±1,0 | Не норм | ±1,0 | Не норм | |
| 16-18, 21-24 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±3,3 | ±2,8 | ±2,6 | ±2,1 | ±2,4 |
| 0,8 | - | - | ±2,9 | ±4,9 | ±1,6 | ±3,2 | ±1,3 | ±2,8 | |
| 1 | - | - | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±1,4 | Не норм | |
| 19,20 | 0,5 | ±2,3 | ±2,8 | ±1,7 | ±2,4 | ±1,2 | ±2,3 | ±1,2 | ±2,3 |
| 0,8 | ±1,7 | ±3,1 | ±1,1 | ±2,8 | ±0,9 | ±2,5 | ±0,9 | ±2,5 | |
| 1 | ±1,5 | Не норм | ±0,9 | Не норм | ±0,8 | Не норм | ±1,4 | Не норм | |
Надежность применяемых в системе компонентов: электросчётчик МИР С-03
- среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч,
- средний срок службы не менее 30 лет, сервер
- среднее время наработки на отказ не менее 1 700 000 ч, контроллер МИР КТ-51 М
- среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,
- средний срок службы не менее 12 лет, радиочасы МИР РЧ-02
- среднее время наработки на отказ не менее 55 000 ч,
- средний срок службы не менее 12 лет.
- время готовности радиочасов к работе после включения напряжения питания (“холодный старт”) не более 5 минут.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне- возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, контроллере и сервере;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- передача данных по электронной почте с электронной подписью XML 80020,
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчике (функция автоматизирована);
- контроллер (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии МИР - время хранения срезов мощности-128 суток;
-контроллер - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу не менее 45 суток и при отключении питания не менее 5 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.
| Наименование компонента системы | Номер в Гос.реестре средств измерений | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03, модификации : МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н, КТ 0,2S/0,5 МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN- RG^-^ 0,2S/0,5 МИР С-03.05D-ЕQTLBMN-RG-1Т-Н, КТ 0,5S/1 | 42459-12 | 13 шт. 2 шт. 9 шт. |
| Трансформатор тока ТОЛ СЭЩ-10-11, КТ 0,5 | 32139-11 | 4 шт. |
| Трансформатор тока ТЛО-10 , КТ 0,5S | 25433-11 | 14 шт. |
| Трансформатор тока ТПК-10, КТ 0,2S | 22944-13 | 4 шт. |
| Трансформатор тока SВ -0.8 , КТ 0,5 | 55006-13 | 8 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛМ-10, КТ 0,5 S | 2363-68 | 2 шт. |
| Трансформатор тока ТТИ-0,66, КТ 0,5S | 28139-12 | 3 шт. |
| Трансформатор тока ТТИ-30, КТ 0,5 | 28139-12 | 3 шт. |
| Трансформатор тока ТТИ-40, КТ 0,5 | 28139-12 | 3 шт. |
| Трансформатор тока Т-066, КТ 0,5 | 22656-07 | 15 шт. |
| Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,5 | 58386-14 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6-66, КТ 0,5 | 2611-70 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5 | 51199-12 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,5 | 57274-14 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения НОМ-6-77 УХЛ4, КТ 0,5 | 17158-98 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения ЗНОМ -35-65, КТ 0,5 | 912-07 | 6 шт. |
| Контроллер МИР-КТ-51М | 38099-10 | 2 шт. |
| Сервер сбора и хранения БД типа HP ProLiant DL380 G7 | 1 шт. | |
| У стройство синхронизации системного времени -радиочасы МИР РЧ-02 | 46656-11 | 1 шт. |
| Автоматизированное рабочее место | - | 3 шт. |
| Программное обеспечение ПК "Учет энергоресурсов» | - | 1 шт. |
| Наименование документации | ||
| Методика поверки МП 4222-01-2724070454-2016 | - 1экз. | |
| Формуляр ФО 4222-01-2724070454-2016 | - 1экз. | |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-01-2724070454-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез». Методика поверки, утвержденному ФБУ "Самарский ЦСМ" 18.11.2016 г. Основные средства поверки- по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.
- счетчики электрической энергии трехфазные электронные МИР С-03 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные электронные МИР С-03». Методика поверки. М08.112.00.000 МП», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» июле 2012 г.
- контроллер МИР КТ-51М в соответствии с документом «Контроллер МИР КТ-51М. Методика поверки». М07.111.00.000 МП, согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Омский ЦСМ» 24 декабря 2009 г.
- радиочасы МИР РЧ-02 в соответствии с документом «Радиочасы МИР РЧ-02». Методика поверки». М 09.117.00.000 МП;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12.
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез», МВИ 4222-01-2724070454-2016. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 147/RA.RU 311290/2015/2016 от 07.11.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ШС 62053-23:2003, MOD)