Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Главэнергосбыт" (ОАО "Ургалуголь")

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1003 п. 27 от 25.06.2014
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) ООО «Главэнергосбыт» (ОАО «Ургалуголь») (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, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-327L (для всех точек измерения за исключением ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал»), RTU-325L (для точки измерения ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал»), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УССВ.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПС 220/110/35/10/ 0,4 кВ «Ургал», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных и ПО.

4-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа-ЦЕНТР».

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.

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 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 на верх-

ний (четвертый) уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов в ИВК ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал» и передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов в ИВК АИИС КУЭ ООО «Главэнергосбыт» через канал Internet.

На верхнем - четвертом уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. ИВК АИИС КУЭ ООО «Главэнергосбыт», с периодичностью раз в сутки или по запросу получает от ИВК ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал» и УСПД (за исключением точки измерения ПС 220/110/35/10/0,4 кВ «Ургал») данные коммерческого учета для каждого канала учета за сутки. Данные содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий устройств сбора и передачи данных и счетчиков электроэнергии) на соответствующих компонентах АИИС КУЭ. ИВК АИИС КУЭ ООО «Главэнергосбыт» с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Хабаровское РДУ и всем заинтересованным субъектам.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков и сервера БД синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков и сервера БД проводится при расхождении часов счетчика или сервера БД и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД 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 ООО «Главэнергосбыт» (ОАО «Ургалуголь») используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 12, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

3

4

5

6

ПО «АльфаЦЕНТР»

ac_metrology.dll

12.01

3e736b7f380863f44cc 8e6f7bd211c54

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10. ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

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

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ОАО «Ургалуголь»

1

ПС 110/35/6 кВ «Фабрика», ОРУ 110кВ, 2.с.ш. 110кВ, яч. 2

ТВГ-110

Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № A2619; Зав. № B2619; Зав. № C2619

ЗНГ-110

Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3

Зав. № 615;

Зав. № 614;

Зав. № 613

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806131170

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,0

±2,6

±3,4

±5,7

2

ПС 110/35/6 кВ «Фабрика», ОРУ 110кВ, 1.с.ш. 110кВ, яч.1

ТВГ-110

Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № A2618; Зав. № B2618; Зав. № C2618

ЗНГ-110

Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3

Зав. № 610;

Зав. № 611;

Зав. № 612

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806130707

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,0

±2,6

±3,4

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

ПС 35/6 кВ «Северная», ОРУ 35кВ, 1 с.ш. ВЛ 35кВ, Т-305

ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 1820; Зав. № 818; Зав. № 816

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 35000/^3:100/^3 Зав. № 1507568; Зав. № 1507567; Зав. № 1507559

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142486

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

4

ПС 35/6 кВ «Северная», ОРУ 35кВ, 2 с.ш. ВЛ 35кВ, Т-306

ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 837; Зав. № 838; Зав. № 839

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 35000/^3:100/^3 Зав. № 1507571; Зав. № 1507569; Зав. № 1507564

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142472

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

5

ПС 35/6 кВ «Северная», ОРУ 35кВ, 2 с.ш. ВЛ 35кВ, Т-317

ТОЛ-35 Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 843; Зав. № 844; Зав. № 860

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 35000/^3:100/^3 Зав. № 1507571; Зав. № 1507569; Зав. № 1507564

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142507

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

6

ПС 35/6 кВ «Че-гдомын», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 25

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 52232; Зав. № 52237

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 632

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073745

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

7

ПС 35/6 кВ «Че-гдомын», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 31

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 52195; Зав. № 52234

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 632

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073666

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ПС 35/6 кВ «Че-гдомын», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 28

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 52235; Зав. № 52194

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 41

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073704

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

9

ПС 35/6 кВ «Че-гдомын», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 52192; Зав. № 52233

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 41

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108074508

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

10

ПС 35/6 кВ «Че-гдомын», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 10

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 25864; Зав. № 1689

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 41

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073752

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

11

ПС 35/6 кВ "Карьер", Ввод Т1 6 кВ

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 50683; Зав. № 50682

3хЗНОЛП-6

Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3 Зав. № 4001587; Зав. № 4001670; Зав. № 4001669

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142766

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

12

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 4

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 20012-11; Зав. № 17955-11; Зав. № 20111-11

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 00317-11

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142445

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

13

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 6

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 20385-11; Зав. № 20187-11; Зав. № 20184-11

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 00317-11

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142480

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

14

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 10

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 06806-11; Зав. № 06798-11; Зав. № 06810-11

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 00317-11

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142748

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

15

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 12

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 20161-11; Зав. № 20127-11; Зав. № 20204-11

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 00317-11

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142403

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

16

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 20198-11; Зав. № 20170-11; Зав. № 20208-11

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 00320-11

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142908

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

17

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 5

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 20233-11; Зав. № 19553-11; Зав. № 20140-11

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 00320-11

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142396

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

18

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 9

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 19942-11; Зав. № 20005-11; Зав. № 20067-11

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 00320-11

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142763

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

19

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6,3 кВ, яч. 23

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 20547-11; Зав. № 20695-11; Зав. № 20353-11

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6300/100 Зав. № 00323-11

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142770

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

20

ПС 35/6 кВ «Шахта», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6,3 кВ, яч. 24

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 20493-11; Зав. № 18675-11; Зав. № 20516-11

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6300/100 Зав. № 00322-11

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804142769

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

21

КТП 6/0,4 кВ «Сокол» Ввод

Т1

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 001324; Зав. № 001297; Зав. № 001344

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802145431

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,7

22

ТП-32 низковольтный ввод трансформатора В1 Т-0,4 кВ

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 001016; Зав. № 001001; Зав. № 001040

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803145274

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,7

23

ТП-82 низковольтный ввод трансформатора В1 Т-0,4 кВ

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 001501; Зав. № 001498; Зав. № 001512

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803145142

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,7

24

ТП-53 низковольтный ввод трансформатора В1 Т-0,4 кВ

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 001302; Зав. № 001330; Зав. № 001337

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802145522

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

25

КТП Детского сада №9 низковольтный ввод трансформатора В1 Т-0,4 кВ

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 001495; Зав. № 001511; Зав. № 001497

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802145514

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,7

26

ПС 6 кВ «ГПП-1», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. яч. 17

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 2540; Зав. № 2447

3хЗНОЛП-6

Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3 Зав. № 4001795; Зав. № 4001793; Зав. № 4001798

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073777

RTU-327L Зав. № 007212

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,9

27

ПС 220/110/35/10/0,4 кВ "Ургал", ОРУ-110 кВ, 1 с.ш. 110 кВ, яч. 6

TG-145N Кл. т. 0,2S 250/5 Зав. № 06617; Зав. № 06619; Зав. № 06618

СРВ 123

Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3 Зав. № 8776709; Зав. № 8776704; Зав. № 8776708; Зав. № 8776705; Зав. № 8776707; Зав. № 8776706

A1802-RAL-P4GB-DW4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01277609

RTU-325L Зав. № 004458

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,5

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота -(50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- 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) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01 от минус 40 до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.08 от минус 40 до плюс 60 °C;

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

- для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Ургалуголь» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.08 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД RTU-327L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, сред

нее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, сред

нее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 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) ООО «Главэнергосбыт» (ОАО «Ургалуголь») типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТВГ-110

52619-13

6

Трансформатор тока

ТОЛ-35

21256-03

9

Трансформатор тока

ТОЛ-10

47959-11

14

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-11

27

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

51516-12

15

Трансформатор тока

TG-145N

30489-09

3

Трансформатор напряжения

ЗНГ-110

41794-09

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

912-05

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

831-53

2

Трансформатор напряжения

3хЗНОЛП-6

46738-11

6

Трансформатор напряжения

НАЛИ-СЭЩ-6

38394-08

4

Трансформатор напряжения

СРВ 123

15853-06

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

13

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.08

36697-12

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802-RALQ-P4GB-DW4

31857-11

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327L

41907-09

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325L

37288-08

1

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 57744-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Главэнергосбыт» (ОАО «Ургалуголь»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2014 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 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

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

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

• счетчиков Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.

• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

• УСПД RrU-327L - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

• УСПД RrU-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;

• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО «Главэнергосбыт» (ОАО «Ургалуголь»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

ООО «Главэнергосбыт» (ОАО «Ургалуголь»)

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.

Развернуть полное описание