Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Лучегорский угольный разрез"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66654-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66654-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Лучегорский угольный разрез" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск
Поверка
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 66654-17: Описание типа СИ | Скачать | 135.8 КБ | |
| 66654-17: Методика поверки МП 4222-01-2724070454-2016 | Скачать | 5.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез» предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин),
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа,
- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений,
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей),
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.),
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ,
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ,
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные электронные МИР С-03 (модификации МИР C-O3.O2T-EQTLBMN-RR-2TC-H, МИР C-03.02T-EQTLBMN-RG-1T-H класса точности 0,2S/0,5 и МИР C-O3.O5D-EQTLBMN-RG-1Т-Н класса точности (КТ) 0,5S/1 ) в ГР № 42459-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (24 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 .
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллер типа МИР КТ-51М ( ГР № 38099-10), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер сбора и хранения базы данных HP ProLiant DL380 G7 с установленным программным обеспечением (ПО) ПК «Учет энергоресурсов», устройство синхронизации системного времени - радиочасы МИР РЧ-02 (ГР № 46656-11), локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 1-15 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы контроллера, где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллеру устройствам. Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 16-24 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает по проводным линиям на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и передача информации в АО «АТС», филиал ПАО «ДЭК» «Дальэнергосбыт», филиал ОАО «СО ЕЭС» Приморское РДУ, филиал
АО «ДРСК» «Приморские электрические сети и прочим заинтересованным организациям в рамках регламента ОРЭМ по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла
формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени - радиочасов МИР-РЧ-02, принимающих сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера, сличение времени ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Коррекция часов контроллера проводится при расхождении часов контроллера и часов сервера БД более чем на ±1 с, погрешность синхронизации не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллера и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ на уровне ИВК используется программное обеспечение (ПО) «Учет энергоресурсов».
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значения |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
ПО «Учет энергоресурсов» |
|
Идентификационное наименование ПО |
Программный комплекс СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ. MirServsbor.msi |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0.0.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7d30b09bbf536b7f45db352b0c7b7023 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ. EnergyRes.msi |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
55a532c7e6a3c30405d702554617f7bc |
|
Идентификационное наименование ПО |
Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReaderSetup.msi |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0.9.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6dcfa7d8a621420f8a52b8417b5f7bbc |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Технические характеристики
должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик |
УСПД |
УССВ 1 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ПС 110/6 кВ «Насосная» РУ 6 кВ Ф.3 Склад ВВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 ф.А № 12002-14 ф.С № 11973-14 Ктт =300/5 КТ 0,5S |
НТМИ-6-66 ф.А,В,С № 1259 Ктн=6000/100 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RG-1T-H №34251316074262 КТ 0,2S/0,5 |
МИР КТ-51М, зав. № 1607104 |
МИР РЧ- 02 зав. № 04003 |
Активная Реактивная |
|
2 |
ПС 110/6 кВ «Насосная» РУ 6 кВ Ф.4 Склад ВВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 ф.А № 11974-14 ф.С № 11982-14 Ктт=300/5 КТ 0,5S |
НТМИ-6 ф.А,В,С № 2307 Ктн=6000/100 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RG-1T-H №34251316074263 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
3 |
ПС 110/10/6кВ «Разрез» РУ-6кВ Ф-5. Склад ВВ |
ТЛО-10 ф.А № 6122 ф.С № 6108 Ктт=200/5 КТ 0,5 S |
НТМИ-6-66 ф.А,В,С № 5150 Ктн=6000/100 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H № 40282016074278 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
4 |
ПС 110/10/6кВ «Разрез» РУ-6кВ Ф-6. Угольный разрез |
ТЛО-10 ф.А № 6062 ф.С № 6061 Ктт=200/5 КТ 0,5S |
НТМИ-6-66 ф.А,В,С № 5150 Ктн=6000/100 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H № 40282016074279 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
5 |
ПС 110/10/6кВ «Разрез» РУ-6кВ Ф-15 Угольный разрез |
ТЛО-10 ф.А № 6307 ф.С № 6328 Ктт=400/5 КТ 0,5S |
НТМИ-6-66 ф.А,В,С № 5150 Ктн=6000/1005 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H № 40282016074280 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
6 |
ПС 110/10/6кВ «Разрез» РУ-6 кВ Ф-17 Угольный разрез. |
ТЛО-10 ф.А № 6316 ф.С № 6370 Ктт=400/5 КТ 0,5S |
НОМ-6-77 УХЛ4 ф.А,В,С № 83/69 Ктн=6000/100 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H №4028244016074281 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
7 |
ПС 110/10/6кВ «Разрез» ЗРУ 6кВ Ф-18 г гольный разрез |
ТЛО-10 ф.А № 6320 ф.С № 6347 =400/5 КТ 0,5S |
НОМ-6-77 УХЛ4 ф.А,В,С № 83/69 Ктн=6000/100 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H №40282016074282 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
8 |
ПС 110/10/6кВ «Разрез» ЗРУ 6кВ Фидер 22 г гольный разрез |
ТЛО-10 ф.А № 6300 ф.С № 6311 Ктт=400/5 КТ 0,5S |
НОМ-6-77 УХЛ4 ф.А,В,С № 83/69 Ктн=6000/100 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H №40282016074283 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
9 |
ПС 110/35/6кВ «Надаровская» Ввод Т-1 6кВ |
ТПК-10 ф.А № 00327 ф.С № 00502 Ктт=1500/5 КТ 0,5 |
НАМИ-10 ф.А,В,С №547 Ктн=6000/100 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H №40282016074284 КТ 0,2S/0,5 |
МИР КТ-51М, зав. № 1607103 | ||
|
10 |
ПС 110/35/6кВ «Надаровская» Ввод Т-2 6кВ |
ТПК-10 ф.А № 00332 ф.С № 00326 Ктт=1500/5 КТ 0,5 |
НАМИ-10 ф.А,В,С №637 Ктн=6000/100 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H №40282016074285 0,2S/0,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
11 |
ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ВЛ-35кВ Тяговая 1 |
SB-08 ф.А № 07-016979 ф.С № 07-016985 Ктт=300/5 КТ 0,5 |
ЗНОМ-35 ф.А № 1338423 ф.В № 1190670 ф.С № 1190754 Ктн=35000:ТЙ3/ 100: V3 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H №40282016074286 КТ 0,2S/0,5 |
МИР КТ-51М, зав. № 1607103 |
МИР РЧ- 02 зав. № 04003 |
Активная Реактивная |
|
12 |
ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ВЛ-35кВ Тяговая 2 |
SB-08 ф.А № 07-016980 ф.С № 07-016978 Ктт=300/5 КТ 0,5 |
ЗНОМ-35-65 ф.А №1190762 ф.В №1190802 ф.С №1190748 Ктн 35000:^3/100: V^3 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H №40282016074287 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
13 |
ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ВЛ-35кВ ЮгоЗападная -Г орная-Центральная |
SB-08 ф.А № 7016982 ф.С № 7016984 Ктт=300/5 КТ 0,5 |
ЗНОМ-35-65 ф.А, 1338423 ф.В 1190670 ф.С 1190754 Ктн=35000:7Й3/100: JS3 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H №40282016074288 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
14 |
ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ВЛ-35 кВ ЮгоЗападная -Центральная |
SB-08 ф.А № 7016983 ф.С № 7016981 Ктт=300/5 КТ 0,5 |
ЗНОМ-35-65 ф.А №1190762 ф.В № 1190802 ф.С № 1190748 Ктн=35000:7Й3/100: КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H №40282016074289 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
15 |
ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ЗРУ 6 кВ Ф-26 ст. Лучегорск |
ТПЛМ-10 ф.А № 80098 ф.С № 80086 Ктт=50/5 КТ 0,5 |
НАМИ-10 ф.А,В,С № 637 Ктн=6000/100 КТ 0,5 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H №40282016074290 КТ 0,2S/0,5 | |||
|
16 |
АБК Ввод №10,4 кВ |
Т-0,66 ф.А № 09899 ф.С № 09906 ф.С № 09930 Ктт=200/5 КТ 0,5 |
- |
МИР С-03.05 D - EQTLBMN-RR-2TC-H №39343716074267 КТ 0,5S/1 |
! | ||
|
17 |
АБК Ввод №20,4 кВ |
Т-0,66 ф.А № 37206 ф.В № 48052 ф.С № 37966 Ктт=200/5 КТ 0,5 |
- |
МИР С-03.05 D - EQTLBMN-RR-2TC-H №39343716074268 КТ 0,5S/1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
18 |
ИП Ермоленко И.В. - 0,4 кВ |
Т-0,66 М УЗ ф.А № 470682 ф.В № 470676 ф.С № 470679 Ктт=300/5 КТ 0,5 |
- |
МИР С-03.05 D -EQTLBMN-RG-1Т-Н №39343716074270 КТ 0,5S/1 |
■ |
МИР РЧ- 02 зав. № 04003 |
Активная Реактивная |
|
19 |
ООО «Экомет-Т» Ввод №1 ТМ-1 - 0,4 кВ |
Т-0,66 УМЗ ф.А № 639021 ф.В № 639022 ф.С № 639020 Ктт=2000/5 КТ 0,5S |
- |
МИР С-03.05 D - EQTLBMN-RG-1T-H №39343716074271 КТ 0,5S/1 | |||
|
20 |
ООО «Экомет-Т» Ввод №2 ТМ-2-- 0,4 кВ |
Т-0,66 УМЗ ф.А № 636932 ф.В № 636933 ф.С № 0636934 Ктт=2000/5 КТ 0,5S |
- |
МИР С-03.05 D -EQTLBMN-RG-1T-H №39343716074272 КТ 0,5S/1 | |||
|
21 |
ИП Зарянко т.Д. (Лучегорский Хлебозавод)-0,4 кВ |
ТТИ-40 ф.А № Е7771 ф.С № 7751 Ктт=300/5 КТ 0,5 |
- |
МИР С-03.05 D - EQTLBMN-RG-1T-H №39343716074264 КТ 0,5S/1 | |||
|
22 |
ООО «Тек Ко ЛТД»-0,4 кВ» |
Т-0,66 М УЗ ф.А № 021541 ф.В № 021542 ф.С № 021543 Ктт=200/5 КТ 0,5 |
- |
МИР С-03.05 D - EQTLBMN-RG-1T-H №39343716074269 КТ 0,5S/1 | |||
|
23 |
ООО «Алькор»-1-0,4 кВ |
ТТИ-30 ф.А № 135440 ф.В № 135428 ф.С № 135430 Ктт=200/5 КТ 0,5 |
- |
МИР С-03.05 D - EQTLBMN-RG-1T-H №39343716074266 КТ 0,5S/1 | |||
|
24 |
ООО «Алькор»-2-0,4 кВ |
ТТИ-30 ф.А № S17048 ф.В № S17043 ф.С № S17045 Ктт=200/5 КТ 0,5 |
- |
МИР С-03.05 D - EQTLBMN-RG-1T-H №39343716074265 КТ 0,5S/1 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1), ток (0,01-1,2) 1ном для ИК №1-15,19,20 и ток (0,05-1,2) 1ном для ИК №16-18,21-24; 0,5 uHg.^cos ф^0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 55°С, для контроллера от минус 40 до 55 °С и сервера от 10 до 30 °С) приведены в таблице 3.Температура воздуха в местах расположения счетчиков от 10 до 30 °С.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала
АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии рабочих условиях
|
Номер ИК |
Коэффициент мощности COSф |
Пределы допускаемой относителы активной (реактивной) электроэне] |
той погрешности ИК при измерении ргии в рабочих условиях, % | ||||||
|
51(2)%, I1(2) %^ I изм< I 5 % |
55 %, I5 %^ I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %^ I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %^ I изм< I 120 % | ||||||
|
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
|
1-8 |
0,5 |
±5,4 |
±2,8 |
±3,0 |
±1,7 |
±2,2 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,4 |
|
0,8 |
±2,9 |
±4,5 |
±1,6 |
±2,74 |
±1,3 |
±2,0 |
±1,3 |
±2,0 | |
|
1 |
±1,8 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±0,9 |
Не норм |
±1,0 |
Не норм | |
|
9-15 |
0,5 |
±5,4 |
±2,5 |
±2,9 |
±1,5 |
±2,2 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,2 |
|
0,8 |
±2,8 |
±4,4 |
±1,6 |
±2,4 |
±1,2 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,9 | |
|
1 |
±1,8 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±0,9 |
Не норм |
±0,9 |
Не норм | |
|
16-18, 21-24 |
0,5 |
- |
- |
±5,4 |
±2,6 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,9 |
±1,3 |
|
0,8 |
- |
- |
±2,8 |
±4,4 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,1 |
±1,8 | |
|
1 |
- |
- |
±1,7 |
Не норм |
±1,0 |
Не норм |
±0,8 |
Не норм | |
|
19,20 |
0,5 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,9 |
±1,1 |
|
0,8 |
±1,6 |
±2,2 |
±0,9 |
±1,7 |
±0,7 |
±1,2 |
±0,7 |
±1,2 | |
|
1 |
±1,4 |
Не норм |
±0,7 |
Не норм |
±0,6 |
Не норм |
±0,6 |
Не норм | |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1ном для ИК №1-15,19, 20 и ток (0,05-1,2) 1ном для ИК №16-18, 21-24; cosф=0,9 инд; температура окружающей среды (20 ± 5) °С приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии_________
|
Номер ИК |
Коэффициент мощности COSф |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, % | |||||||
|
51(2)%, I1(2) %^ I изм< I 5 % |
55 %, I5 %^ I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %^ I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %^ I изм< I 120 % | ||||||
|
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
|
1-8 |
0,5 |
±5,4 |
±2,8 |
±3,0 |
±1,7 |
±2,2 |
±1,4 |
±2,2 |
±1,4 |
|
0,8 |
±2,9 |
±4,5 |
±1,6 |
±2,7 |
±1,3 |
±2,0 |
±1,3 |
±2,0 | |
|
1 |
±1,8 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±0,9 |
Не норм |
±1,0 |
Не норм | |
|
9-15 |
0,5 |
±5,4 |
±2,6 |
±3,0 |
±1,6 |
±2,2 |
±1,4 |
±2,2 |
±1,4 |
|
0,8 |
±2,9 |
±4,5 |
±1,6 |
±2,5 |
±1,3 |
±2,0 |
±1,3 |
±2,0 | |
|
1 |
±1,8 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±1,0 |
Не норм |
±1,0 |
Не норм | |
|
16-18, 21-24 |
0,5 |
- |
- |
±5,4 |
±3,3 |
±2,8 |
±2,6 |
±2,1 |
±2,4 |
|
0,8 |
- |
- |
±2,9 |
±4,9 |
±1,6 |
±3,2 |
±1,3 |
±2,8 | |
|
1 |
- |
- |
±1,8 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±1,4 |
Не норм | |
|
19,20 |
0,5 |
±2,3 |
±2,8 |
±1,7 |
±2,4 |
±1,2 |
±2,3 |
±1,2 |
±2,3 |
|
0,8 |
±1,7 |
±3,1 |
±1,1 |
±2,8 |
±0,9 |
±2,5 |
±0,9 |
±2,5 | |
|
1 |
±1,5 |
Не норм |
±0,9 |
Не норм |
±0,8 |
Не норм |
±1,4 |
Не норм | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
электросчётчик МИР С-03
- среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч,
- средний срок службы не менее 30 лет, сервер
- среднее время наработки на отказ не менее 1 700 000 ч,
контроллер МИР КТ-51М
- среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,
- средний срок службы не менее 12 лет,
радиочасы МИР РЧ-02
- среднее время наработки на отказ не менее 55 000 ч,
- средний срок службы не менее 12 лет.
- время готовности радиочасов к работе после включения напряжения питания (“холодный старт”) не более 5 минут.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне- возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, контроллере и сервере;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- передача данных по электронной почте с электронной подписью XML 80020,
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчике (функция автоматизирована);
- контроллер (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии МИР - время хранения срезов мощности-128 суток;
- контроллер - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу не менее 45 суток и при отключении питания не менее 5 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование компонента системы |
Номер в Гос.реестре средств измерений |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03, модификации : МИР C-O3.O2T-EQTLBMN-RR-2TC-H, КТ 0,2S/0,5 МИР C-03.02T-EQTLBMN- RG-1T-H, 0,2S/0,5 МИР C-03.05D-EQTLBMN-RG-1T-H, КТ 0,5S/1 |
42459-12 |
13 шт. 2 шт. 9 шт. |
|
Трансформатор тока ТОЛ СЭЩ-10-11, КТ 0,5 |
32139-11 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока ТЛО-10 , КТ 0,5S |
25433-11 |
14 шт. |
|
Трансформатор тока ТПК-10, КТ 0,2S |
22944-13 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока Sb -0.8 , КТ 0,5 |
55006-13 |
8 шт. |
|
Трансформатор тока ТПЛМ-10, КТ 0,5 S |
2363-68 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока ТТИ-0,66, КТ 0,5S |
28139-12 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока ТТИ-30, КТ 0,5 |
28139-12 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока ТТИ-40, КТ 0,5 |
28139-12 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока Т-066, КТ 0,5 |
22656-07 |
15 шт. |
|
Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,5 |
58386-14 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66, КТ 0,5 |
2611-70 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5 |
51199-12 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,5 |
57274-14 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения НОМ-6-77 УХЛ4, КТ 0,5 |
17158-98 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения ЗНОМ -35-65, КТ 0,5 |
912-07 |
6 шт. |
|
Контроллер МИР-КТ-51М |
38099-10 |
2 шт. |
|
Сервер сбора и хранения БД типа HP ProLiant DL380 G7 |
1 шт. | |
|
Устройство синхронизации системного времени -радиочасы МИР РЧ-02 |
46656-11 |
1 шт. |
|
Автоматизированное рабочее место |
- |
3 шт. |
|
Программное обеспечение ПК "Учет энергоресурсов» |
- |
1 шт. |
|
Наименование документации | ||
|
Методика поверки МП 4222-01-2724070454-2016 |
- 1экз. | |
|
Формуляр ФО 4222-01-2724070454-2016 |
- 1экз. | |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-01-2724070454-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез». Методика поверки, утвержденному ФБУ "Самарский ЦСМ" 18.11.2016 г.
Основные средства поверки- по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.
- счетчики электрической энергии трехфазные электронные МИР С-03 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные электронные МИР С-03». Методика поверки. М08.112.00.000 МП», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» июле 2012 г.
- контроллер МИР КТ-51М в соответствии с документом «Контроллер МИР КТ-51М. Методика поверки». М07.111.00.000 МП, согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Омский ЦСМ» 24 декабря 2009 г.
- радиочасы МИР РЧ-02 в соответствии с документом «Радиочасы МИР РЧ-02». Методика поверки». М 09.117.00.000 МП;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12.
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез», МВИ 4222-01-2724070454-2016. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 147/RA.RU 311290/2015/2016 от 07.11.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)
Смотрите также
