|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "УК "Кузбассразрезуголь" - филиал "Моховский угольный разрез" (Караканское и Сартакинское поля) |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ЗАО "Энергопромышленная компания", г.Екатеринбург |
| 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.№ ЭПК002 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «УК «Кузбассразрезуголь» - филиал «Моховский угольный разрез» (Караканское и Сартакинское поля) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «УК «Кузбассразрезуголь», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Первый уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанных в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
Измеренные значения приращений активной и реактивной энергии на 30-минутных интервалах времени сохраняются в энергонезависимой памяти счетчиков электроэнергии с привязкой к шкале времени UTС (SU).
Сервер АИИС КУЭ при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» автоматически с заданной периодичностью или по запросу опрашивает счетчики электрической энергии и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из счетчиков электрической энергии осуществляется посредством локальной вычислительной сети предприятия, а также сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт счетчиков.
Сервер АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет по основному каналу связи, организованному на базе сети интернет в виде сообщений электронной почты отчеты с результатами измерений на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
АРМ субъекта ОРЭМ осуществляет передачу данных (результатов измерений) прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности в виде электронного документа XML формата, заверенного электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (рег.№ 49933-12), который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) и обеспечивает предоставление информации о текущем времени в протоколе NTP.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ с СТВ-01 осуществляется встроенным программным обеспечением сервера АИИС КУЭ каждый час, коррекция производится автоматически при отклонении шкалы времени сервера ИВК и СТВ-01 на величину равную или более 1 с. Сравнение показаний шкалы времени счетчика с сервером АИИС КУЭ осуществляется встроенным программным обеспечением по вычислительной сети (либо каналам связи GSM), во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчика производится при расхождении со шкалой времени сервера ИВК на величину равной или более 1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) факта коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Заводской номер АИИС КУЭ указывается в паспорте-формуляре.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 | | Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики |
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и основные метрологические характеристики
| Номер ИИК | Наименование объекта учета | Средство измерений | Источник точного времени | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 01 | ПС 110 кВ Караканская,
РУ-6 кВ, яч. 9 | ТТ | ТПОЛ-10
800/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 1261-59 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,2
5,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 02 | ПС 110 кВ Караканская,
РУ-6 кВ, яч. 10 | ТТ | ТПЛМ-10
300/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 2363-68 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,2
5,1 | | 03 | ПС 110 кВ Караканская,
РУ-6 кВ, яч. 12 | ТТ | ТПЛМ-10
200/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 2363-68 | | 04 | ПС 110 кВ Караканская,
РУ-6 кВ, яч. 14 | ТТ | ТПОЛ-10
600/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 1261-59 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 05 | ПС 110 кВ Караканская,
РУ-6 кВ, яч. 18 | ТТ | ТПОЛ-10
1000/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 1261-59 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,2
5,1 | | 06 | ПС 110 кВ Караканская,
РУ-6 кВ, яч. 19 | ТТ | ТПОЛ-10
600/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 1261-59 | | 07 | ПС 110 кВ Караканская,
РУ-6 кВ, яч. 22 | ТТ | ТПЛМ-10
400/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 2363-68 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 08 | ПС 35 кВ Cартаковская №3, Ввод 6 кВ Т-1 | ТТ | ТПОЛ-10
1500/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 1261-59 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,2
5,1 | | 09 | ПС 35 кВ Cартаковская №3, Ввод 6 кВ Т-2 | ТТ | ТПОЛ-10
1500/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 1261-59 | | 10 | ПС 35 кВ Сартаковская №3П, Ввод 6 кВ Т-1 | ТТ | ТОЛ-10 УТ2
800/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 6009-77 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 11 | ПС 35 кВ 9 пласт №6,
Ввод 6 кВ Т-1 | ТТ | ТОЛ-10 УТ2
600/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 6009-77 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,3
5,3 | | 12 | ПС 35 кВ 9 пласт №6,
Ввод 6 кВ Т-2 | ТТ | ТОЛ-10 УТ2
600/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 6009-77 | | 13 | ПС 35 кВ Старопестеревская №50, Ввод 35 кВ Т-1 | ТТ | ТВЭ-35УХЛ2
150/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 13158-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 14 | ПС 35 кВ Старопестеревская №50, Ввод 35 кВ Т-2 | ТТ | ТВЭ-35УХЛ2
150/5; кл.т. 0,5
Рег.№ 13158-04 | СТВ-01
Рег. № 49933-12 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,2
5,6 | | Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с | ±5 | | Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3 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 метрологических характеристик.
4 Допускается замена источника точного времени на аналогичные утвержденных типов.
5 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений.
7 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. |
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество ИК | 14 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном
- коэффициент мощности, cos(
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 | от 99 до 101
от 100 до 120
0,9
от +21 до +25
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном:
- для ИК № 1-14
- коэффициент мощности, cos(
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
ИК № 1-7
ИК № 8-9, 13-14
ИК № 10-12
- для СТВ-01
- для сервера | от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от -40 до +70
от +10 до +25
от +10 до +30
от +10 до +40
от +15 до +25
от +15 до +20 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч,
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч,
СТВ-01:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее,
- среднее время восстановления работоспособности, ч, | 120 000
2
220 000
2
100 000
2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, | 80 000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики Альфа А1800, СЭТ-4ТМ.03М:
- тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива, сут, не менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 113,7
3,5 |
Надежность системных решений:
̶резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счётчика:
̶параметрирования;
̶пропадания напряжения;
̶коррекции времени в счётчике;
– пропадание напряжения пофазно.
журнал сервера:
параметрирования;
замены счетчиков;
пропадания напряжения;
коррекция времени.
Защищённость применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
̶счётчика электрической энергии;
̶промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
̶испытательной коробки;
̶сервера.
наличие защиты информации на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании:
̶пароль на счётчике электрической энергии;
̶̶пароль на сервере АРМ.
Возможность коррекции времени в:
̶счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
̶АРМ (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
̶о состоянии средств измерений;
̶о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
̶измерений 30 мин (функция автоматизирована);
̶сбора 30 мин (функция автоматизирована). |
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт./экз. | | 1 | 2 | 3 | | Измерительный трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 3 | | Измерительный трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 | | Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 | | Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 | | Измерительный трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 10 |
Продолжение таблицы 4
1
2
3
Измерительный трансформатор тока
ТПЛМ-10
6
Измерительный трансформатор тока
ТОЛ-10 УТ2
8
Измерительный трансформатор тока
ТВЭ-35УХЛ2
6
Счетчик активной и реактивной электрической энергии
Альфа А1800
12
Счетчик активной и реактивной электрической энергии
СЭТ-4ТМ.03М
2
Комплекс измерительно-вычислительный
СТВ-01
1
Сервер АИИС КУЭ
-
1
Программное обеспечение
«АльфаЦЕНТР»
1
Программное обеспечение
Metercat,
Конфигуратор СЭТ-4ТМ
1
1
Паспорт-формуляр
ЭПК002/19-2.ФО
1
|
| Поверка | приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «УК «Кузбассразрезуголь» - филиал «Моховский угольный разрез» (Караканское и Сартакинское поля) аттестованном ФГБУ «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016 г.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Закрытое акционерное общество «Энергопромышленная компания» (ЗАО «ЭПК»)
ИНН 6661105959
Адрес: 620144, г. Екатеринбург, ул. Фрунзе, 96-В
Телефон: +7 (343) 251 19 96
E-mail: eic@eic.ru |
| Испытательный центр | Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, 46
Телефон: (495) 437-55-77
Факс: (495) 437-56-66
Web-сайт: www.vniims.ru
E-mail: office@vniims.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц 30004-13 | |
