Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Лучегорский угольный разрез"
| Номер в ГРСИ РФ: | 82742-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Лучегорский угольный разрез» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 82742-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Лучегорский угольный разрез" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 888 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 82742-21: Описание типа СИ | Скачать | 419.7 КБ | |
| 82742-21: Методика поверки МП СМО-0405-2021 | Скачать | 10.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Лучегорский угольный разрез» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ) в части ИИК 3. .15, включает в себя устройство сбора и передачи данных МИР КТ-51М (далее по тексту - УСПД), каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени МИР РЧ-02 (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту -ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» и технические средства обеспечения электропитания.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков в части ИИК 3.15 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков в части ИИК 1, 2, 16.21 поступает на сервер БД в составе ИВК.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.
АРМ субъекта оптового рынка в автоматическом режиме по сети Internet с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС), встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов сервера БД сихронизировано с сигналами точного времени от УССВ. Коррекция времени УСПД производится от сервера БД. Сравнение времени сервера БД с временем УСПД осуществляется при каждом опросе. Коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера БД и часов УСПД более, чем на ±1 с. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени УСПД с временем счетчиков в части ИИК 3...15. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем УСПД более, чем на ±2 с. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени сервера БД с временем счетчиков в части ИИК 1, 2, 16.21. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем сервера БД более, чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение | |
|
1 |
2 | |
|
Идентификационное наименование ПО |
УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ AppServ.dll |
ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReader.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.4.0.981 |
не ниже 2.0.23.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
11FAF6DF5A4361A17349C3 20A3404DA5 |
C763014E2889B4768DFFCB 7D88937037 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | |
ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД / УССВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110 кВ Насосная, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.3 |
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
-/ МИР РЧ-02 Рег.№ 46656-11 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 |
|
2 |
ПС 110 кВ Насосная, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.4 |
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 | |
|
3 |
ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 1 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.5 |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 60002-15 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
МИР КТ-51М Рег.№ 38066-10 / МИР РЧ-02 Рег.№ 46656-11 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 |
|
4 |
ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 1 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.6 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 60002-15 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 | |
|
5 |
ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 1 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.15 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 25433-08 |
НАМИ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 60002-15 |
МИР С-03.02Т- EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
6 |
ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 2 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.17 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 25433-08 |
НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 17158-98 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
МИР КТ-51М Рег.№ 38066-10 / МИР РЧ-02 Рег.№ 46656-11 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 |
|
7 |
ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 2 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.18 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 25433-08 |
НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 17158-98 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 | |
|
8 |
ПС 110 кВ Разрез, РУ-6кВ, 2 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.22 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 25433-08 |
НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 17158-98 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 | |
|
9 |
ПС 110 кВ Надаровская, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ввод 6 кВ Т-1 |
ТПК-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 22944-07 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 2,8 ± 5,3 | |
|
10 |
ПС 110 кВ Надаровская, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, Ввод 6 кВ Т-2 |
ТПК-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 22944-07 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 3,1 ± 5,6 | |
|
11 |
ПС 110 кВ Надаровская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Тяговая-1 |
SB 0,8 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 20951-08 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 3,1 ± 5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
12 |
ПС 110 кВ Надаровская, ОРУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Тяговая-2 |
SB 0,8 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 20951-08 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
МИР КТ-51М Рег.№ 38066-10 / МИР РЧ-02 Рег.№ 46656-11 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 3,1 ± 5,6 |
|
13 |
ПС 110 кВ Надаровская, ОРУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Юго-Западная-Горная-Центральная |
SB 0,8 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 20951-08 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 3,1 ± 5,6 | |
|
14 |
ПС 110 кВ Надаровская, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Юго-Западная-Центральная |
SB 0,8 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 20951-08 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 3,1 ± 5,6 | |
|
15 |
ПС 110 кВ Надаровская, КРУН-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф.26 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 2363-68 |
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RR-2TC-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,6 |
± 3,1 ± 5,6 | |
|
16 |
ВРУ-0,4 кВ АБК, Ввод №1 0,4 кВ |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 71031-18 |
- |
МИР С-03.05D-EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 58324-14 |
-/ МИР РЧ-02 Рег.№ 46656-11 |
активная реактивная |
± 1,0 ± 2,4 |
± 4,1 ± 7,1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
17 |
ВРУ-0,4 кВ АБК, Ввод №2 0,4 кВ |
Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Per. № 52667-13 |
- |
|
18 |
КТПН-400 6/0,4 кВ ИП Зарянко Т.Д., Ввод 0,4 кВ |
ТТН Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Per. №28139-07 |
- |
|
19 |
ТП 6/0,4 кВ ООО Трансконтракт-1, Ввод 0,4 кВ |
ттэ Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Per. № 52784-13 |
- |
|
20 |
ТП 6/0,4 кВ ООО Трансконтракт-2, Ввод 0,4 кВ |
ТТН Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Per. №28139-07 |
- |
|
21 |
ВЛ-6 кВ Склад ВВ, отпайка в сторону КТП 6/0,4 000 Экомет Луч, ПКУ-6 кВ |
ТОЛ-10-1 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Per. № 47959-16 |
знол Кл. т. 0,5 Ктн 6000:л/з/100:л/з Per. № 46738-11 |
|
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
МИР С-ОЗ.05D- EQTLBMN-RG-1T-H |
активная |
±1,0 |
±4,2 | |
|
Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 58324-14 |
реактивная |
±2,4 |
±7,1 | |
|
МИР С-ОЗ.05D- EQTLBMN-RG-1T-H |
активная |
±1,0 |
±4,1 | |
|
Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 58324-14 |
реактивная |
±2,4 |
±7,1 | |
|
МИР С-ОЗ.05D- EQTLBMN-RG-1T-H |
- |
активная |
±1,0 |
±4,2 |
|
Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 58324-14 |
/ МИР РЧ-02 |
реактивная |
±2,4 |
±7,1 |
|
МИР С-ОЗ.05D-EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 58324-14 |
Рег.№ 46656-11 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±4,2 ±7,1 |
|
МИР С-ОЗ.02Т- EQTLBMN-RG-1T-H |
активная |
±1,1 |
±2,8 | |
|
Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 58324-14 |
реактивная |
±2,6 |
±5,3 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05)^ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 21 от минус 40 до плюс 60 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД, УССВ на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
21 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, ОС |
от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ОС - температура окружающей среды в месте расположения сервера, - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ОС - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, ОС |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 47,5 до 52,5 от -45 до +60 от -40 до +65 от +10 до +30 от -40 до +55 от -25 до +70 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: для электросчетчика МИР C-O3.O2T-EQTLBMN-RG-1T-H МИР C-03.02T-EQTLBMN-RR-2TC-H, МИР C-03.05D- EQTLBMN-RG-1T-H - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
290000 2 90000 0,5 70000 1 55000 1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее |
128 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ АО «Лучегорский угольный разрез» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
10 |
|
Трансформатор тока |
ТПК-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
SB 0,8 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТТЭ |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ-6-77 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
МИР C-03.02T-EQTLBMN- RG-1T-H |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
МИР C-03.02T-EQTLBMN- RR-2TC-H |
13 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
МИР C-03.05D-EQTLBMN- RG-1T-H |
5 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
МИР КТ-51М |
2 |
|
Устройство синхронизации времени |
МИР РЧ-02 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» |
1 |
|
Методика поверки |
МП СМО-0405-2021 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.888 ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Лучегорский угольный разрез», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
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
Смотрите также
