|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Лучегорский угольный разрез" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 01 |
| 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 С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н, МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RG-1Т-Н класса точности 0,2S/0,5 и МИР С-03.05D-ЕQTLBMN-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.
|
| Метрологические и 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 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
Продолжение таблицы 2
| 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-ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№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-ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№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-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№ 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-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№ 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-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№ 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-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№4028244016074281
КТ 0,2S/0,5 | | 7 | ПС 110/10/6кВ «Разрез»
ЗРУ 6кВ Ф-18
Угольный разрез | ТЛО-10
ф.А № 6320
=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-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074282
КТ 0,2S/0,5 | | 8 | ПС 110/10/6кВ «Разрез» ЗРУ 6кВ Фидер 22
Угольный 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-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№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-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№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-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074285
0,2S/0,5 |
Продолжение таблицы 2
| 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=35000:3/
100:
КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№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=35000:3/100:3
КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074287
КТ 0,2S/0,5 | | 13 | ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ВЛ-35кВ Юго-Западная - Горная - 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=35000:3/100:3
КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074288
КТ 0,2S/0,5 | | 14 | ПС 110/35/6кВ «Надаровская» ВЛ-35кВ Юго-Западная - 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=35000:3/100:3
КТ 0,5 | МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№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-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074290
КТ 0,2S/0,5 | | 16 | АБК
Ввод №1-
0,4 кВ | Т-0,66
ф.А № 09899
ф.С № 09906
ф.С № 09930
Ктт=200/5
КТ 0,5 | - | МИР С-03.05 D -ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№39343716074267
КТ 0,5S/1 | - | | 17 | АБК
Ввод №2-
0,4 кВ | Т-0,66
ф.А № 37206
ф.В № 48052
ф.С № 37966
Ктт=200/5
КТ 0,5 | - | МИР С-03.05 D -ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№39343716074268
КТ 0,5S/1 |
Продолжение таблицы 2
| 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 -ЕQTLBMN-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 -ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№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 -ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№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 -ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№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 -ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№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 -ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№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 -ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№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) Iном для ИК №1-15,19,20 и ток (0,05-1,2) Iном для ИК №16-18,21-24; 0,5 инд.≤cos φ≤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 cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях, % | | | 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 | | 9-15 | 0,5 | ±5,4 | ±2,5 | ±2,9 | ±1,5 | ±2,2 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,2 | | 16-18,
21-24 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±2,6 | ±2,7 | ±1,6 | ±1,9 | ±1,3 | | 19,20 | 0,5 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,3 | ±0,9 | ±1,1 | ±0,9 | ±1,1 |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uном; ток (0,01-1,2) Iном для ИК №1-15,19, 20 и ток (0,05-1,2) Iном для ИК №16-18, 21-24; cosφ=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 сosφ | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии, % | | | 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 | | 9-15 | 0,5 | ±5,4 | ±2,6 | ±3,0 | ±1,6 | ±2,2 | ±1,4 | ±2,2 | ±1,4 | | 16-18,
21-24 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±3,3 | ±2,8 | ±2,6 | ±2,1 | ±2,4 | | 19,20 | 0,5 | ±2,3 | ±2,8 | ±1,7 | ±2,4 | ±1,2 | ±2,3 | ±1,2 | ±2,3 |
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.
|
| 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 С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н, КТ 0,2S/0,5
МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN- RG-1Т-Н, 0,2S/0,5
МИР С-03.05D-ЕQTLBMN-RG-1Т-Н, 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 SВ -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».
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез»
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. (IЕС 62053-23:2003, MOD)
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Электротехнические системы» (ООО «ЭТС»)
ИНН 2724070454
Адрес: 680014, г. Хабаровск, пер. Гаражный, 30А
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса,134
Телефон: (846) 3360827
E-mail: smrcsm@saminfo.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
| |
