Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Уралкалий" с Изменениями № 1, № 2

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменением № 1, свидетельство об утверждении типа Ки.Е.34.004.А № 58167, регистрационный № 37635-15, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов №№ 37 - 55.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электронергии, мощности на 30-минутных интервалах;

-    периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому каледарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

-    предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкцианированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);

-    диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) классов точности 0,5 и 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) классов точности 0,2 и

0,5, счетчики активной и реактивной электроэнергии классов точности 0,2S (в части активной электроэнергии) и классов точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325, устройства синхронизации системного времени на базе УССВ-35ИУ8 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика (без учета коэффициента трансформации ИК):

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интерграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

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 уровне ИВК АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется через измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» (Госреестр № 52065-12).

Передача информации в ИВК ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени - устройство синхронизации системного времени УССВ-35ИУ8 на базе GPS-приемника, входящее в состав ИВКЭ и подключенное к УСПД, расположенному соответственно на БКПРУ-1, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков.

Часы УСПД синхронизированы со временем УССВ, коррекция времени происходит

1 раз в час допустимое рассогласование ± 2 с. Сличение времени сервера БД со временем УСПД, осуществляется при каждом сеансе связи и корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении со временем УСПД на величину более ±2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД на величину более ± 2 с.

Погрешность часов ИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.

ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Не ниже 12.1.0.0

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

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

Канал

измерений

Состав АИИС КУЭ

Наименование измеряемой величины

Метрологические характеристики ИК

Номер ИК (номер ИК на схеме)

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке

Обозначение, тип

Заводской номер

Б

«

я

н

Н

н

К

УСПД

Вид энергии

Основная относительная погрешность ИК (± 5), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 4 6 кВ БКПРУ-1

КТ=0,5

А

ТПФМ-10

1566

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

н

н

Ктт=400/5

В

-

-

RTU-325 Госреестр 37288-08, зав. №№ 1814

№ 814-53

С

ТПФМ-10

1569

К

н

КТ=0,2

А

ЗНОЛ.06-6

2047

± 5,4

Ктн=6000/^3/100/^3

В

ЗНОЛ.06-6

2067

4800

37

№ 3344-04

С

ЗНОЛ.06-6

2065

Активная

± 0,9

± 2,7

Счетчик

КТ=0,2Б/0,5 Ксч=1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

0104062026

Реактивная

± 2,0

Продолжение таблицы 2

LtJ

9

LtJ

00

о

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 7 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 6 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 5 6 кВ БКПРУ-1

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

тт

ТН

тт

ТН

тт

W

н

д

II

о\

о

о

о

н

х

i?

II

ON

i?

о

W

ю

OJ

о

LtJ

о

Н

II

ю

-Р*.

ON

-Р*.

OJ

JO

О

-р*.

о

о

ю

о

о

Н

II

JO

сл

н

х

II

i?

ON

i?

ю

о

ю

OJ

о

OJ

о

Н

II

ю

ON

OJ

JO

о

о

9

3 «

о

о

^ я

II

о °

L/1 г J

£ ДЙ

о о

^    я

to    «    II

^    о    °

!7l    „С    . .

£    Л    й

о    о

^    я

io>    ^

^    « II

о °

L/1    г J

£    ДЙ

о    о -1^

iо* LtJ LtJ

I

о

W

Н

II

- о

^ 11 ^

М    СЛ II

™    о о

^    о

о    ^

о

о

>

>

>

>

>

>

И

ю

И

ю

И

ю

О

О

О

о

о

о

О

(J

Н

н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

о

о

On

о

-р*.

о

ON

о

о

о

-р*.

о

On

ю

о

LtJ

-(^

OJ

OJ

1

00

о

7200

о\

7200

7200

RTU-325 Госреестр 37288-08, зав. №№ 1814

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

TI

о

РЭ

п

X

СИ

X

р

hd

о>

рэ

3

к

со

X

р

hd

о>

рэ

3

к

со

X

Р

>

П

К

со

X

В3

>

3

К

со

X

В3

>

П

X

со

Я

Р

Ю

о

п>

ч

0

1    5=1 8 g

н 2 о н а ^

,_, Ю*

н- н-

JO с>

“о \о

Н- Н-JO о

Ъ> \о

Н- Н-JO о

Ъ> \о

Н- Н-

JO ^

\о “о

Н- Н-Ю Ln

н- н-

Ю Ln

“о V

LtJ

ю

-

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 12 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 11 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 8 6 кВ БКПРУ-1

ю

Счетчик

ТН

тт

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

LtJ

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,2 Ктн=6000/л/3 /100/л/3 № 3344-04

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 518-50

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,2 Ктн=6000/л/3 /100/л/3 № 3344-04

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 518-50

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,2 Ктн=6000/л/3 /100/л/3 № 3344-04

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 1261-59

СЭТ-4ТМ.03

О

И

>

О

td

>

СЭТ-4ТМ.03

О

td

>

О

td

>

СЭТ-4ТМ.03

О

td

>

О

td

>

ЗНОЛ.06-6

ЗНОЛ.Об-6

ЗНОЛ.Об-6

ТПОФ

1

ТПОФ

ЗНОЛ.Об-6

ЗНОЛ.Об-б

ЗНОЛ.Об-б

ТПОФ

1

ТПОФ

ЗНОЛ.Об-б

ЗНОЛ.Об-б

ЗНОЛ.Об-б

oi-iroiu

I

oi-iroiu

0104062011

2065

2067

2047

69586

1

52881

0104061203

2065

2067

2047

25762

1

25759

0104061243

2065

2067

2047

891

I

Ov

7200

7200

7200

On

RTU-325 Госреестр 37288-08, зав. №№ 1814

^1

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

VO

±0,9

±2,0

±0,9

±2,0

±0,9

±2,0

о

±5,4

±2,7

±5,4

±2,7

±5,4

±2,7

-

Продолжение таблицы 2

Ov

-

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 22 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 21 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 20 6 кВ БКПРУ-1

ю

Счетчик

ТН

тт

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

LtJ

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 1261-59

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 518-50

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49

KT=0,5S Ктт=600/5 № 1261-02

СЭТ-4ТМ.03

О td >

О

td

>

СЭТ-4ТМ.03

О td >

О

td

>

СЭТ-4ТМ.03

О td >

О

td

>

НТМИ-6

01-If от

i

oi-iroiu

НТМИ-6

ТПОФ

1

ТПОФ

НТМИ-6

oi-iroiu

I

oi-iroiu

0104061175

1107

4^

Ui

i

Ov

Ю

0103062077

1107

52609

1

58610

0104064049

1107

5091

I

5092

7200

7200

7200

On

RTU-325 Госреестр 37288-08, зав. №№ 1814

^1

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

VO

±1Д

±2,3

±1,1

±2,3

±1,1

±2,3

о

±5,5

±2,8

±5,5

±2,8

±4,9

±3,0

-

Продолжение таблицы 2

VO

00

-

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 27 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 24 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 23 6 кВ БКПРУ-1

ю

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 518-50

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 1261-59

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 518-50

СЭТ-4ТМ.03

О td >

О

td

>

СЭТ-4ТМ.03

О td >

О

td

>

СЭТ-4ТМ.03

О td >

О

td

>

-р*.

НТМИ-6

ТПОФ

1

ТПОФ

НТМИ-6

oi-iroiu

I

oi-iroiu

НТМИ-6

ТПОФ

1

ТПОФ

0104062019

1107

25763

1

25769

0104061009

1107

9816

I

9552

0104061125

1107

33984

1

33926

7200

7200

7200

о\

RTU-325 Госреестр 37288-08, зав. №№ 1814

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

VO

±1Д

±2,3

±1Д

±2,3

±1,1

±2,3

о

±5,5

±2,8

±5,5

±2,8

±5,5

±2,8

-

Продолжение таблицы 2

to

'Vl

О

-

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 51 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 45 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 34 6 кВ БКПРУ-1

ю

Счетчик

ТН

тт

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

LtJ

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 №2611-70

КТ=0,5 Ктг= 1000/5 № 1261-02

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49

КТ=0,5 Ктт=600/5 № 518-50

KT=0,2S/0,5 Ксч=1 № 27524-04

КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49

KT=0,5S Ктт=600/5 № 1261-02

СЭТ-4ТМ.03

О td >

О

td

>

СЭТ-4ТМ.03

О td >

О

td

>

СЭТ-4ТМ.03

О td >

О

td

>

НТМИ-6-66

oi-iroiu

I

oi-iroiu

НТМИ-6

ТПОФ

1

ТПОФ

НТМИ-6

oi-iroiu

I

oi-iroiu

0104061244

-р*.

26506

I

26500

0104062041

1285

25776

1

25765

0104062048

1285

5094

I

5093

12000

7200

7200

On

RTU-325 Госреестр 37288-08, зав. №№ 1814

^1

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

VO

±1Д

±2,3

±1,1

±2,3

±1,1

±2,3

о

±5,5

±2,8

±5,5

±2,8

±4,9

±3,0

-

Продолжение таблицы 2

td

о

CD

l—I

0

1    5=1

о S

о H a ^

-(^ Ov

td

о

CD

l—I

0

1    5=1

о S

о H a ^

-J

td

о

CD

l—I

0

1    5=1

о S

о H a ^

4^ 00

td

о

CD

l—I

0

1    5=1

о S

о H a ^

4^ \Q

Продолжение таблицы 2

U)

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 59 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 54 6 кВ БКПРУ-1

БТЭЦ-10 ГРУ-6 кВ яч. 53 6 кВ БКПРУ-1

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

W

ю*

н

д

II

ю*

Ктт

Ю

н

II

н

On

ON

II

JO

ю

II

JO

1

о

о

0\

1

On

О

^1

о

'ui

Ul

О

'ui

о

о

о

VO

W

н

i?

д

II

W

i?

ю

н

On

On

II

ю

О

On

1—1

О

JO

1—1

О

'ui

о

О

О

VO

W

3

§Я

о ^

W

II

н

II

о

JO

о

(.У1

о

н

^ х ^ II W

iо*

ю " н

^ On II

ю

^ О

0\

Г о О

<| о Lt!

о ^

VO

о

о

^ я

IO*

^ я II о °

L/l JH ^

£ Л й

о о -1^

^ я

IO*

^ Я II о °

L/1 г J

£ ДЙ

о о -1^

^    я

ю*    |_j

^    Я II о °

L/l    JH ^

£    Л й

о    о -1^

>

>

>

>

>

>

td

td

td

td

td

td

О

о

о

о

о

о

0

(J

н

1

н

£

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

о

-р*.

о

On

ю

о

LtJ

ю

о

-р*.

о

On

ю

о

-р*.

On

о

-р*.

о

On

о

LtJ

On

LtJ

OJ

О

о

ю

1

ю

о

о

On

-р*.

ю

VO

-Р*.

7200

7200

о\

12000

RTU-325 Госреестр 37288-08, зав. №№ 1814

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

TI

о

РЭ

п

X

СИ

Д

р

hd

о>

р

з

д

со

Д

Р

hd

о>

р

з

д

со

д

Р

>

П

К

со

X

В3

>

п

К

со

д

В3

>

п

X

СИ

X

р

VO

td

о сг>

*1 о

й к о ч о >

СО ю*

н-

JN)

Н-

Н-

Js>

Н-

Н-

Js>

Н-

Д

о

н

Н- Н-

JJ у> 00    'Л

Н- Н-

JJ у> 00    'Л

Н- Н-

JJ у> 00    'Л

-р*. о

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности P=0,95.

3.    Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

-    диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)Ин;

-    диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н;

-    диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,87 (0,5);

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков - от 18 до 25 °С; УСПД - от 21 до 25 °С, ИВК - от 10 до 30 °С;

-    частота - (50 ± 0,15) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) -

0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01(0,05) - 1,2)1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 0 до 30 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

Для УСПД и ИВК:

-    температура окружающего воздуха - от 0 до 70 °С.

5.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счетчик типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

-    устройства сбора и передачи данных типа RTU 325 - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 24 часа;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее 80 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

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 счетчика фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени.

В журнале событий УСПД фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени в счетчиках и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    УСПД;

-    Сервера;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки.

-    наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени:

-    в счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность измерений:

-    30 мин (функция автоматизирована);

-    один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 117 суток, сохранение информации при отключении питания - до 5 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу - 45 суток (функция автоматиирована), сохранение информации при отключении питания - до 5 лет;

-    сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество

Измерительный трансформатор тока

ТПФМ-10

2 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТПОФ

14 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТПОЛ-10

18 шт.

Измерительный трансформатор тока

ТПОЛ-10 УЗ

4 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6

3 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

НТМИ-6

2 шт.

Измерительный трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2 шт.

Счетчик электроэнергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

19 шт.

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325

1 шт.

УССВ 35HVS

-

1 шт.

Сервер

-

1 шт.

Методика поверки

-

1 экз.

Формуляр

ЭПК275/05-1.ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 37635-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16 ноября 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

-    средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» № ЭПК275/05-2.ФО.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Уралкалий» с Изменениями № 1, № 2

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

2.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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

4.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

5.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

Развернуть полное описание