Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Лучегорский угольный разрез» (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 распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- 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 хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ) в части ИИК 3.15, включает в себя устройство сбора и передачи данных МИР КТ-51М (далее по тексту - УСПД), каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени МИР РЧ-02 (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту -ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» и технические средства обеспечения электропитания.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи 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:
- 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 в части ИИК 3.15 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков в части ИИК 1, 2, 16.21 поступает на сервер БД в составе 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, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.
АРМ субъекта оптового рынка в автоматическом режиме по сети Internet с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС), встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов сервера БД сихронизировано с сигналами точного времени от УССВ. Коррекция времени УСПД производится от сервера БД. Сравнение времени сервера БД с временем УСПД осуществляется при каждом опросе. Коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера БД и часов УСПД более, чем на ±1 с. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени УСПД с временем счетчиков в части ИИК 3...15. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем УСПД более, чем на ±2 с. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени сервера БД с временем счетчиков в части ИИК 1, 2, 16.21. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем сервера БД более, чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ AppServ.dll | ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReader.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.4.0.981 | не ниже 2.0.23.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 11FAF6DF5A4361A17349C3 20A3404DA5 | C763014E2889B4768DFFCB 7D88937037 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД / УССВ | | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ Насосная, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.3 | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | / МИР РЧ-02 Рег.№ 46656-11 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 2 | ПС 110 кВ Насосная, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.4 | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 3 | ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 1 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.5 | ТОЛ-10-1 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 15128-07 | НАМИ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 60002-15 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | МИР КТ-51М Рег.№ 38066-10 / МИР РЧ-02 Рег.№ 46656-11 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 4 | ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 1 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.6 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 25433-08 | НАМИ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 60002-15 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 5 | ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 1 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.15 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 25433-08 | НАМИ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 60002-15 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 2 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.17 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 25433-08 | НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 17158-98 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | МИР КТ-51М Рег.№ 38066-10 / МИР РЧ-02 Рег.№ 46656-11 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 7 | ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 2 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.18 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 25433-08 | НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 17158-98 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 8 | ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 2 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.22 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 25433-08 | НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 17158-98 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 9 | ПС 110 кВ Надаровская, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ввод 6 кВ Т-1 | ТПК-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 22944-07 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 10 | ПС 110 кВ Надаровская, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, Ввод 6 кВ Т-2 | ТПК-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 22944-07 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,1 ± 5,6 |
| 11 | ПС 110 кВ Надаровская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Тяговая-1 | SB 0,8 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 20951-08 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 912-70 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,1 ± 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | ПС 110 кВ Надаровская, ОРУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Тяговая-2 | SB 0,8 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 20951-08 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 912-70 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | МИР КТ-51М Рег.№ 38066-10 / МИР РЧ-02 Рег.№ 46656-11 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,1 ± 5,6 |
| 13 | ПС 110 кВ Надаровская, ОРУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Юго-Западная-Горная-Центральная | SB 0,8 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 20951-08 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 912-70 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,1 ± 5,6 |
| 14 | ПС 110 кВ Надаровская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Юго-Западная-Центральная | SB 0,8 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 20951-08 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 912-70 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,1 ± 5,6 |
| 15 | ПС 110 кВ Надаровская, КРУН-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.26 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 2363-68 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,1 ± 5,6 |
| 16 | ВРУ-0,4 кВ АБК, Ввод №1 0,4 кВ | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 71031-18 | - | МИР ^03.05D-EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58324-14 | / МИР РЧ-02 Рег.№ 46656-11 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 4,1 ± 7,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 17 | ВРУ-0,4 кВ АБК, Ввод №2 0,4 кВ | Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 52667-13 | - | МИР ^03.05D-EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58324-14 | | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 4,2 ± 7,1 |
| 18 | КТПН-400 6/0,4 кВ ИП Зарянко Т.Д., Ввод 0,4 кВ | ТТИ Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 28139-07 | - | МИР ^03.05D-EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58324-14 | | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 4,1 ± 7,1 |
| 19 | ТП 6/0,4 кВ ООО Трансконтракт-1, Ввод 0,4 кВ | ТТЭ Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 52784-13 | - | МИР ^03.05D-EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58324-14 | / МИР РЧ-02 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 4,2 ± 7,1 |
| 20 | ТП 6/0,4 кВ ООО Трансконтракт-2, Ввод 0,4 кВ | ТТИ Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 28139-07 | - | МИР ^03.05D-EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58324-14 | Рег.№ 46656-11 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 4,2 ± 7,1 |
| 21 | ВЛ-6 кВ Склад ВВ, отпайка в сторону КТП 6/0,4 ООО Экомет Луч, ПКУ-6 кВ | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 47959-16 | ЗНОЛ Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана соБф = 0,8 инд 1=0,02(0,05) Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 21 от минус 40 до плюс 60 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД, УССВ на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 21 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 47,5 до 52,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -45 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УСПД, оС | от -40 до +55 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УССВ, оС | от -25 до +70 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| для электросчетчика МИР С-03.02T-EQTLBMN-RG-1T-H | |
| МИР ^03.02T-EQTLBMN-RR-2TC-H, МИР ^03.05D- | |
| EQTLBMN-RG-1T-H | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 290000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут. , не менее | 128 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
| менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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.
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:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ АО «Лучегорский угольный разрез» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 10 |
| Трансформатор тока | ТПК-10 | 4 |
| Трансформатор тока | SB 0,8 | 8 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТТИ | 6 |
| Трансформатор тока | ТТЭ | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ | 1 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6-77 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | МИР С-03.02T-EQTLBMN-RG-1T-H | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | МИР С-03.02T-EQTLBMN-RR-2TC-H | 13 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | МИР С-03.05D-EQTLBMN-RG-1T-H | 5 |
| Устройство сбора и передачи данных | МИР КТ-51М | 2 |
| Устройство синхронизации времени | МИР РЧ-02 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» | 1 |
| Методика поверки | МП СМО-0405-2021 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.888 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Лучегорский угольный разрез», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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 Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
82742-21: Методика поверки МП СМО-0405-2021Скачать10.5 Мб