Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Олимпиадинского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО "Полюс"
| Номер в ГРСИ РФ: | 56373-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИЦ Спецэлектромонтаж", г.Красноярск |
| 56373-14: Описание типа СИ | Скачать | 119.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Олимпиадинского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО «Полюс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 56373-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Олимпиадинского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО "Полюс" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 85 п. 34 от 05.02.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИЦ Спецэлектромонтаж", г.Красноярск
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | 07-45/014 МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 4 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 56373-14: Описание типа СИ | Скачать | 119.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Олимпиадинского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО «Полюс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ и ЗАО «Витимэнергосбыт» для проведения расчетов на оптовом рынке электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК) «АльфаЦЕНТР» номер по государственному реестру (далее - № ГР) 44595-10 и включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень системы - состоит из 16 информационно-измерительных комплексов (ИИК), включающих измерительные трансформаторы тока класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения классов точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, трехфазные многофункциональные счетчики электрической энергии Альфа A1802, кл. т. 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии) и по
ТУ 4228-011-29056091-11 (в части реактивной электроэнергии).
2-ой уровень системы - информационно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ) состоит из шести УСПД RTU-325, двух устройств синхронизации системного времени (УССВ) подключенных к УСПД, технических средств для
организации локальной вычислительной сети, аппаратуры приема-передачи данных с электрическими и оптическими линиями связи.
3-ий уровень системы - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Центра сбора и передачи данных Красноярской БЕ ЗАО «Полюс» (далее - КБЕ ЗАО «Полюс») на базе комплекса измерительно-вычислительного учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР». ИВК выполняет функции сбора и хранения результатов измерений и информации, их обработку и архивирование, а также формирует отчетную информацию, обеспечивает доступ к ней и ее передачу в организации - участники оптового рынка электроэнергии.
ИВК включает в себя сервер сбора и передачи данных на основе УСПД RTU-327 и подключенное к нему УССВ, сервер базы данных (БД), аппаратуру приема-передачи данных и технические средства для организации локальной вычислительной сети, электрические и оптические линии связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) должностных лиц КБЕ ЗАО «Полюс».
В состав программного обеспечения ИВК, помимо операционной системы, входит специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» в комплекте с системой управления базой данных (СУБД) Oracle Database 11g, необходимое для реализации всех функций ИВК работы с данными.
Первичные токи и напряжения контролируемого присоединения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии, где мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются в цифровой сигнал. По цифровому сигналу производится вычисление значений активной и реактивной мощностей, усредненных за период основной частоты сигналов.
Усреднение значений активной и реактивной мощности и вычисление приращений активной и реактивной электрической энергии в счетчике производится за интервал времени, равный 30 мин.
УСПД RTU-325 считывает приращения электрической энергии в цифровом виде со счетчиков электрической энергии и осуществляет их перевод в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, осуществляет сбор служебной информации и хранение, полученных данных, обеспечивает автоматическую синхронизацию часов счетчиков электрической энергии.
Далее измеренные величины и служебная информация от УСПД передаются на уровень ИВК, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и информационное взаимодействие с АРМ и организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), сформированной на всех уровнях иерархии, включающей в себя УССВ-16HVS в составе УСПД. УССВ подключены непосредственно к УСПД RTU-325L ИВКЭ № 1 и № 2, а также к серверу сбора и передачи данных на базе УСПД RTU-327L серверного шкафа АИИС КУЭ. Часы этих УСПД синхронизируются УССВ (на базе приемника Garmin GPS-35), по сигналам точного времени, принимаемым от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Проверка осуществляется каждые 30 минут, коррекция часов УСПД производится при расхождении, превышающем ±2 с.
Эти УСПД синхронизируют часы подчиненных УСПД RTU-325L. Сервер сбора и передачи данных синхронизирует часы УСПД ИВКЭ № 3, № 4 и № 5, а УСПД ИВКЭ № 6 синхронизирует часы УСПД ИВКЭ № 2. Проверка осуществляется каждые 30 минут, коррекция производится при расхождении часов УСПД более ±1 с. Сличение часов счётчиков с часами УСПД осуществляется каждые 30 минут, коррекция часов счётчиков производится при достижении расхождения с часами УСПД, превышающем ± 2 с.
Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ состоит из следующих сертифицированных программных продуктов:
- «MeterCat Альфа А1800» - программный пакет для работы со счетчиками серии Альфа 1800 (чтение и конфигурирование);
- «Конфигуратор RTU-325» - программа, необходимая для подключения УСПД RTU-325 (поставляется в комплекте с УСПД);
- «АльфаЦЕНТР» AC_SE - программный пакет, реализующий функции уровня ИВК в комплекте с СУБД Oracle Database 11g.
ПО АИИС КУЭ обеспечивает:
- поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);
- функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);
- формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;
- поддержку СОЕВ;
- решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.
Идентификационные данные ПО приведены в табл. 1
Таблица 1 — Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ КБЕ ЗАО «Полюс»
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО (программного модуля) |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Программа-планировщик опроса и передачи данных |
Amrserver.exe |
12.07.03.01 |
559f01748d4be825 c8cda4c32dc26c56 |
MD5 |
|
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
a75ff376847d22ae 4552d2ec28094f36 | ||
|
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
9cf3f689c94a65da ad982ea4622a3b96 | ||
|
Драйвер работы с базой данных |
Cdbora2.dll |
0630461101a0d2c1 f5005c116f6de042 | ||
|
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
Encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | ||
|
Библиотека сообщений планировщика опросов |
Alphamess.dll |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - «С». Влияние ПО на метрологические характеристики АИИС КУЭ отсутствует.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) представлен в табл. 2, а метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации в табл. 3 и 4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование присоединения (точка учета) |
Состав ИК |
Вид электроэнергии | ||||
|
Трансформатор тока (ТТ) |
Трансформатор напряжения (ТН) |
Счетчик электроэнергии |
УСПД |
ИВК | |||
|
1 |
ВЛ 110 кВ С-655 ПС 110/35/6 кВ "Новая Еруда" (1.1) |
ТФЗМ-110Б-ГУ УХЛ1, 3 ед. КТ=0,5; К= 300/5 № ГР 52154-12 |
НКФ-110-57, 3 ед. Кт = 0,5; Ки = 10000:^3/100:^3 № ГР 26452-06 |
Альфа A1800 Кт = 0,2S/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 |
RTU-325L № ГР 37288-08 Зав. № 006906 |
«Альфа ЦЕНТР» № ГР 44595-10 |
Активная, реактивная |
|
2 |
ВЛ 110 кВ С-656 ПС 110/35/6 кВ "Новая Еруда" (1.2) |
ТФЗМ-110Б-ГУ УХЛ1, 3 ед. КТ=0,5; К= 300/5 № ГР 52154-12 |
НКФ-110-57, 3 ед. КТ = 0,5; Ки = 10000:^3/100:^3 № ГР 26452-06 |
Альфа A1800 КТ = 0,2S/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 | |||
|
3 |
ВЛ 110кВ С-653 ПС 110/6 кВ "Благодатнинская" (2.1) |
ТФЗМ-110Б-ГУ, 3 ед.; Кт = 0,2S; К = 100/5 № ГР 26422-06 |
НКФ-110, 3 ед. Кт = 0,2; Ки = 10000:^3/100:^3 № ГР 26452-06 |
Альфа A1800 Кт = 0,2S/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 |
RTU-325L № ГР 37288-08 Зав. № 006901 |
Активная, реактивная | |
|
4 |
ВЛ 110кВ С-654 ПС 110/6 кВ "Благодатнинская" (2.2) |
ТФЗМ-110Б-ГУ, 3 ед., Кт = 0,2S; К= 100/5 № ГР 26422-06 |
НКФ-110, 3 ед. Кт = 0,2; Ки = 10000:^3/100:^3 № ГР 26452-06 |
Альфа A1800 Кт = 0,2S/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 | |||
|
5 |
ДГ-3 ДЭС 3,2МВт яч.13/1с.ш. КРУН-6 кВ ПС 110/6 кВ "ЗИФ №1" (1) |
ТЛМ-10-2, 3 ед. КТ=0,5; К = 300/5 № ГР 2473-05 |
НАМИТ-10-1, 1 ед. КТ = 0,5; Ки = 6000/100 № ГР 16687-07 |
Альфа A1800 КТ = 0,2S/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 |
RTU-325L № ГР 37288-08 Зав. № 006904 |
Активная, реактивная | |
|
6 |
ДГ-4 ДЭС 3,2МВт яч.14/2с.ш. КРУН-6 кВ ПС 110/6 кВ "ЗИФ №1" (2) |
ТЛМ-10-2, 3 ед. КТ=0,5; К= 300/5 № ГР 2473-05 |
НАМИТ-10-1, 1 ед. Кт = 0,5 Ки = 6000/100 № ГР 16687-07 |
Альфа A1800 Кт = 0,2S/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 | |||
|
7 |
ДГУ-4 яч. 9/1 с.ш. КРУ6 кВ ТП-31 ДЭС 17,2МВт (3) |
TPU 40.23, 3 ед. КТ=0,5; К= 600/5 № ГР 54667-13 |
TJB 4.0, 3 ед. Кт=0,5; Ки = 6300:^3/100:^3 № ГР 54666-13 |
Альфа A1800 Кт = 0,2S/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 |
RTU-325L № ГР 37288-08 Зав. № 006903 |
Активная, реактивная | |
|
8 |
ДГУ-5 яч.7/1с.ш. КРУ-6кВ ТП-31 ДЭС 17,2МВт (4) |
TPU 40.23, 3 ед. КТ=0,5; К= 600/5 № ГР 54667-13 |
TJB 4.0, 3 ед. КТ=0,5; Ки = 6300:^3/100:^3 № ГР 54666-13 |
Альфа A1800 КТ = 0,2S/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 | |||
|
9 |
ДГУ-6 яч.8/2с.ш. КРУ-6кВ ТП-31 ДЭС 17,2МВт (5) |
TPU 40.23, 3 ед. КТ=0,5; К= 600/5 № ГР 54667-13 |
TJB 4.0, 3 ед. Кт=0,5; Ки = 6300:^3/100:^3 № ГР 54666-13 |
Альфа A1800 Кт = 0,2S/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 | |||
|
10 |
ДГУ-7 яч. 10/2с.ш. КРУ6 кВ ТП-31 ДЭС 17,2МВт (6) |
TPU 40.23, 3 ед. КТ=0,5; К= 600/5 № ГР 54667-13 |
TJB 4.0, 3 ед. КТ=0,5; Ки = 6300:^3/100:^3 № ГР 54666-13 |
Альфа A1800 КТ = 0,2S/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 | |||
|
11 |
ТГ-1 яч. 6/1 с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ №1 (7) |
ТОЛ-10-Г, 3 ед. КТ=0,5; К= 800/5 № ГР 15128-03 |
ЗНОЛ.06-6У3, 3 ед., Кт=0,5 Ки = 300:^3/100:^3 № ГР 3344-04 |
Альфа A1800 Кт=0,2Б/0,5 Гном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 |
RTU-325L № ГР 37288-08 Зав. № 006905 |
Активная, реактивная | |
|
12 |
ТГ-2 яч.14/2с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ №1 (8) |
ТОЛ-10-I, 3 ед. КТ=0,5; Ki= 800/5 № ГР 15128-03 |
ЗНОЛ.06-6У3, 3 ед., Кт = 0,5 Ки = 300:^3/100:^3 № ГР 3344-04 |
Альфа A1800 КТ = 0,2S/0,5 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 | |||
|
13 |
ТГ-3 яч.20/3с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ №1 (9) |
ТОЛ-10-I, 3 ед. Кт=0,5; Ki = 800/5 № ГР 15128-03 |
ЗНОЛ.06-6У3, 3 ед., Кт = 0,5 Ки = 300:^3/100:^3 № ГР 3344-04 |
Альфа A1800 Кт = 0,2S/0,5 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 |
Активная, реактивная | ||
|
14 |
ТГ-1 яч.6/1с.ш. ГРУ 6кВ ТЭЦ №2 (10) |
ТОЛ-СЭЩ-10, 3 ед., Кт = 0,5 К = 1000/5 № ГР 32139-06 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6, 3 ед. Кт=0,5; Ки = 6300:^3/100:^3 № ГР 35956-07 |
Альфа A1800 Кт = 0,2S/0,5 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 |
RTU-325L № ГР 37288-08 Зав. № 006902 |
«Альфа ЦЕНТР» № ГР 44595-10 |
Активная, реактивная |
|
15 |
ТГ-2 яч.8/1с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ №2 (11) |
ТОЛ-СЭЩ-10, 3 ед., Кт = 0,5 К = 1000/5 № ГР 32139-06 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6, 3 ед. КТ=0,5; Ки = 6300:^3/100:^3 № ГР 35956-07 |
Альфа A1800 КТ = 0,2S/0,5 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 | |||
|
16 |
ТГ-3 яч.18/2с.ш. ГРУ 6 кВ ТЭЦ №2 (12) |
ТОЛ-СЭЩ-10, 3 ед., Кт = 0,5 К = 1000/5 № ГР 32139-06 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6, 3 ед. Кт=0,5; Ки = 6300:^3/100:^3 № ГР 35956-07 |
Альфа A1800 Кт = 0,2S/0,5 1ном(макс.)=5(10)А №ГР 31857-11 |
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной энергии в рабочих условиях эксплуатации
|
№ ИК |
Значение с-os ф |
±62%P, [ %] WPI2%< WP^WPI5% |
±6 5%P, [ %] W PI5%—W P^W PI20% |
±620%P, [ %] WPI20%— W Pизм<W PI100% |
±6100%P, [ %] W PI100%—W P Г'.м— WPI120% |
|
1, 2, 5 - 16 |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,88 |
|
0,866 |
- |
±2,6 |
±1,5 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,3 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
3, 4 |
1,0 |
±0,94 |
±0,60 |
±0,51 |
±0,51 |
|
0,866 |
±1,2 |
±0,86 |
±0,64 |
±0,64 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±0,91 |
±0,68 |
±0,68 | |
|
0,5 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,1 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной энергии в рабочих условиях эксплуатации
|
№ канала |
Значение с-os ф / sin ф |
±62%Q, [ %] W Q2%—W Qизм<W QI5% |
±65%P, [ %] W Q5%<W Qизм<W Q20% |
±620%P, [ %] W Q20%—W Qизм<W QI100% |
±6100%P, [ %] W QI100%— W QU33— W QI120% |
|
1, 2, 5 - 16 |
0,5/0,866 |
- |
±5,6 |
±3,1 |
±2,4 |
|
0,6/0,8 |
- |
±4,5 |
±2,6 |
±2,0 | |
|
0,866/0,5 |
- |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
3, 4 |
0,5/0,866 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,4 |
|
0,6/0,8 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,866/0,5 |
±1,6 |
±1,4 |
±0,98 |
±0,98 |
где 6 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети относительно IHOM 2% (62%P, 62%Q), 5% (65%P, 65%QX 20% (620%P, 620%Q) и 100% (6100%P, 6100%Q);
Wbm - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WPI5%, WQI5%), 5% (WPI5%, WQI5%), 20% (WPI20%, WQI20%), 100% (WPI00%, WQI100%) и 120% (WPI120%, WQI120%).
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха
20±5 °С
1±0,21ном
1±0,02 ином
0,9 инд
от 49 до 51
от -60 до +40
от -40 до +65
от 1мин до 120
от 90 до 110
0,5 инд - 0,8 инд - 1
от 49 до 51
- сила тока
- напряжение
- коэффициент мощности (cos ф)
- частота питающей сети, Гц
5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С
- температура окружающего воздуха для счетчиков , °С
- сила тока, % от номинального (1ном)
- напряжение, % от номинального (ином)
- коэффициент мощности (cos ф)
- частота питающей сети, Гц
6. Погрешность в рабочих условиях указана:
- для I от 0,02 1ном до 1,2 1ном;
- для cos ф от 0,5 инд. до 1 и
- для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +15 °С до +35 °С.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на аналогичный соответствующего утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на Красноярское БЕ ЗАО «Полюс» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
- счетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления te = 2 ч;
- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления te = 2 ч;
- сервер - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления te = 1 ч;
- УСПД RTU-327L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления te = 2 ч;
- СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,9999, среднее время восстановления te не более 168 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью программных средств ПО «АльфаЦЕНТР».
Регистрация событий:
а) в журнале событий счетчика:
- параметрирования,
- попыток несанкционированного доступа,
- изменения текущих значений времени и даты при синхронизации времени,
- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях,
- перерывов питания;
б) в журнале событий УСПД:
- даты начала регистрации измерений,
- перерывов электропитания,
- потери и восстановления связи со счетчиками;
- программных и аппаратных перезапусков,
- корректировки времени в УСПД и каждом счетчике,
- изменения ПО и параметрирования УСПД;
в) в журнале событий ИВК:
- несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,
- перерывов электропитания,
- потери и восстановления связи со счетчиками,
- программных и аппаратных перезапусков,
- корректировки времени в ИВК, УСПД и каждом счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- путем пломбирования трансформаторов тока, промежуточных клеммников расположенных в шкафах кроссовых вторичных цепей измерения и шкафах учета, испытательных коробок, клеммников самих электросчетчиков, клеммников цепей передачи информации от электросчетчиков к УСПД, а также клеммников самих УСПД;
- путем пломбирования элементов счетчиков и УСПД, с помощью которых может осуществляться изменение параметров настройки устройств, системного времени и накопленных данных;
- путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);
б) защита информации на программном уровне:
- установка трех паролей для различного уровня доступа к параметрированию счетчика (пользователя, предприятия, энергоснабжающей организации);
- разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных (установка пароля на сервер, основной и дополнительный пароль загрузки);
- разграничение доступа к последовательным, параллельным и другим портам ЭВМ;
- автоматизированная идентификация пользователей и эксплуатационного персонала при обращении к ресурсам системы;
- регистрация входа (выхода) пользователей в систему, обращений к ресурсам и фактов попыток нарушения доступа;
- регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности;
- обнаружение и регистрация искажений штатного состояния рабочей среды ЭВМ, вызванного вирусами, ошибками оператора, техническими сбоями или действиями посторонних лиц.
Глубина хранения информации:
- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 4
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ КБЕ ЗАО «Полюс»
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во |
|
1 Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-ГУ УХЛ1 |
6 |
|
2 Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-1V |
6 |
|
3 Трансформатор тока |
ТЛМ-10-2 |
6 |
|
4 Трансформатор тока |
TPU 40.23 |
12 |
|
5 Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
9 |
|
6 Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
9 |
|
7 Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 |
6 |
|
8 Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
6 |
|
9 Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-1 |
2 |
|
10 Трансформатор напряжения |
TJP 4.0 |
9 |
|
11 Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ 06-6У3 |
9 |
|
12 Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
9 |
|
13 Электросчетчик |
Альфа A1800 |
16 |
|
14 Контроллер |
RTU-325L |
6 |
|
15 Контроллер |
RTU-327L |
1 |
|
16 Шкаф УССВ |
НКУ Метроника МС-225 |
1 |
|
17 Приемник УССВ |
УССВ-16HVS |
2 |
|
18 Источник бесперебойного питания |
ИБП АРС 1000 ВА |
1 |
|
19 Источник бесперебойного питания |
ИБП АРС Back-UPS 500 |
6 |
|
20 Сервер базы данных |
HP ProLiant DL180 G6 |
1 |
|
21 Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», версия 11.07.03.01 |
«MeterCat Альфа А1800» |
1 |
|
«Конфигуратор RTU-325» |
1 | |
|
«АльфаЦЕНТР» AC SE |
1 | |
|
22 Ведомость эксплуатационной документации |
ИСЭМ.422200.021.ЭД |
1 |
|
23 Инструкция по эксплуатации КТС |
ИСЭМ.422200.021.ИЭ |
1 |
|
24 Паспорт-формуляр |
ИСЭМ.422200.021.ФО |
1 |
|
25 Массив входных данных |
ИСЭМ.422200.021.В6 |
1 |
|
26 Состав выходных данных |
ИСЭМ.422200.021.В8 |
1 |
|
27 Технологическая инструкция |
ИСЭМ.422200.021.И2 |
1 |
|
28 Руководство пользователя |
ИСЭМ.422200.021.И3 |
1 |
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во |
|
29 Инструкция по формированию и ведению базы данных |
ИСЭМ.422200.021.И4 |
1 |
|
30 Методика поверки |
07-45/014 МП |
1 |
Поверка
осуществляется по документу 07-45/014 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Олимпиадинского и Благодат-нинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО «Полюс», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Красноярский ЦСМ»25.09.2013 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе 7 «Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;
- переносной компьютер с ПО «MeterCat Альфа А1800», «Конфигуратор RTU-325», «АльфаЦЕНТР» AC_SE.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Олимпиа-динского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО «Полюс». Свидетельство об аттестации методики измерений № 16.01.00291.015-2013 от 19.04.2013 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;
3. РД 34.11.114-98 «Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные метрологические характеристики. Общие требования»;
4. Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка и электроэнергии и мощности. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭМ. Технические требования».
Рекомендации к применению
Смотрите также
