|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГОК "Денисовский" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Русэнергоресурс", г.Москва |
| 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 электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГОК «Денисовский» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – 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 – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее – УСВ-3), каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее – БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК в сервер БД. Передача осуществляется по интерфейсам RS-485 или RS-422 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сотовой GSM связи (CSD/GPRS соединение) (счетчик – каналообразующая аппаратура – сервер БД). В сервере БД при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Сервер БД автоматически непрерывно, но не реже одного раза в три часа, и/или по запросу проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков.
На сервере БД информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы сохраняются на «жестком» диске.
Информация с сервера БД может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия и/или по сотовой GSM связи (CSD/GPRS соединение).
С сервера БД уровня ИВК настоящей системы информация в виде файлов ХML-формата, сформированных в соответствии с регламентами ОРЭМ, передается на АРМ энергосбытовой организации по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам осуществляется через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов ХML-формата, сформированных в соответствии с регламентами ОРЭМ с использованием электронной подписи (ЭП субъекта рынка).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая охватывает уровени ИИК и ИВК. Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC.
Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит УСВ-3, подключенный к серверу БД. УСВ-3 непрерывно принимает метки времени шкалы точного времени UTС от спутниковых систем навигации ГЛОНАСС/GPS и, посредством интерфейса RS-232, передает их в сервер БД. Сличение шкалы времени сервера БД и меток времени УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в 15 минут. Коррекция шкалы времени сервера БД осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени UTC более чем на ±1 с.
Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени сервера БД производится каждый сеанс связи сервера БД со счетчиками. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени сервера БД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 | | Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и 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 электро-энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1 | ПС 110/6 кВ №52 «Денисовская», ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.2 | ТЛК
Кл. т. 0,5
600/5
Рег. № 9143-83 | НАМИТ-6 У2
Кл. т. 0,5
6000/100
Рег. № 51198-12 | Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.R
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL180 Gen9 | активная
реактивная | ±1,0
±2,7 | ±2,9
±4,7 | | 2 | ПС 110/6 кВ №52 «Денисовская», ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.10 | ТЛК
Кл. т. 0,5
600/5
Рег. № 9143-83 | НАМИТ-6 У2
Кл. т. 0,5
6000/100
Рег. № 51198-12 | Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL180 Gen9 | активная
реактивная | ±1,1
±2,8 | ±3,2
±5,6 | | 3 | ПС 110/6 кВ №52 «Денисовская», ВРУ-0,4 Шкаф №10 | - | - | A1820RAL-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL180 Gen9 | активная
реактивная | 0,6
±1,0 | ±1,5
±3,6 | | 4 | ПС 110/6 кВ №53 «Дежневская», ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.15 | ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5
1500/5
Рег. № 15128-07 | НАМИТ-10-1 УХЛ2
Кл. т. 0,5
6000/100
Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL180 Gen9 | активная
реактивная | ±1,1
±2,8 | ±3,2
±5,6 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 5 | ПС 110/6 кВ №53 «Дежневская», ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.30 | ТЛК
Кл. т. 0,5
600/5
Рег. № 9143-83 | НАМИТ-6 У2
Кл. т. 0,5
6000/100
Рег. № 51198-12 | Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL180 Gen9 | активная
реактивная | ±1,1
±2,8 | ±3,2
±5,6 | | 6 | ПС 110/6 кВ №53 «Дежневская», ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.39 | ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5
1500/5
Рег. № 15128-07 | НАМИТ-10-1 УХЛ2
Кл. т. 0,5
6000/100
Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL180 Gen9 | активная
реактивная | ±1,1
±2,8 | ±3,2
±5,6 | | 7 | ПС 110/6 кВ №53 «Дежневская», ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.6 | ТОЛ
Кл. т. 0,5
800/5
Рег. № 47959-16 | НАМИТ-10-1 УХЛ2
Кл. т. 0,5
6000/100
Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL180 Gen9 | активная
реактивная | ±1,1
±2,8 | ±3,2
±5,6 | | 8 | Ввод отпайки КЛ-6 кВ ЯКНО-6У 6 кВ | ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5
400/5
Рег. № 15128-07 | ЗНОЛПМ-6
Кл. т. 0,5
6000:√3/100:√3
Рег. № 35505-07 | Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.G
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP ProLiant DL180 Gen9 | активная
реактивная | ±1,1
±2,8 | ±3,2
±5,6 | | Пределы допускаемой абсолютной 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 для cos( = 0,8 инд, I=0,05Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 8 от плюс 5 до плюс 35 °C.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице метрологических характеристик.
5. Допускается замена УСВ-3 на аналогичное утвержденного типа.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 8 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- 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 Uном
- ток, % от Iном
- 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, оС | от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч:
для электросчетчика Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.R
для электросчетчика Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R
для электросчетчика Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.G
для электросчетчика A1820RAL-P4GB-DW-4 | 220000
220000
220000
120000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 100000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
45
3,5 |
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера 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;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
– электросчетчика;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
| 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 | Тип | Количество, шт. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | ТЛК | 7 | | Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 8 | | Трансформатор тока | ТОЛ | 3 | | Трансформатор напряжения | НАМИТ-6 У2 | 3 | | Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-1 УХЛ2 | 3 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМ-6 | 3 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.R | 1 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R | 5 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1820RAL-P4GB-DW-4 | 1 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.G | 1 | | Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 | | Сервер | HP ProLiant DL180 Gen9 | 1 | | Программное обеспечение | «АльфаЦентр» | 1 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | | Методика поверки | МП 206.1-050-2019 | 1 | | Паспорт-формуляр | 12852430.АЭР.018.ФО | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 206.1-050-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГОК «Денисовский». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2019 г.
Основные средства поверки:
ТТ – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
ТН – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3…35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
счетчиков электрической энергии Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.R, Меркурий 234 ARTМ-00 PB.R, Меркурий 234 ARTМ2-00 PB.G – в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1, являющейся приложением Г к руководству по эксплуатации «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;
счетчиков электрической энергии A1820RAL-P4GB-DW-4 – по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
УСВ-3 – по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГОК «Денисовский»
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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОРЕСУРС»
(ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС»)
ИНН 7706288496
Адрес: 105066, г. Москва, ул. Ольховская, д. 27, стр.3
Телефон: 8(495)775-73-71
Факс: 8(495)775-73-72
E-mail: info@rusenres.ru
Web-сайт: www.rusenres.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: 8(495)437-55-77
Факс: 8(495)437-56-66
E-mail: office@vniims.ru
Web-сайт: www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.
| |
