Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "УК "Кузбассразрезуголь" - "Талдинский угольный разрез". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "УК "Кузбассразрезуголь" - "Талдинский угольный разрез"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 08д от 16.07.09 п.151
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 35681
Примечание 16.01.2015 заменен на 40949-15
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Таллинский угольный разрез» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Таллинский угольный разрез» сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- формирование служебной информации о состоянии средств измерений (журналы событий);

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений и служебной информации;

- хранение результатов измерений и служебной информации в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений и служебной информации со стороны серверов организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и результатов измерений от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии, 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (22 точки измерений).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, устройства синхронизации системного времени УССВ-35НУ8 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным измерительным цепям 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи на третий уровень системы (сервер АИИС КУЭ).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов, а также передача накопленных данных в информационные системы организаций-участников оптового рынка электроэнергии. Передача информации организациям-участникам оптового рынка электроэнергии осуществляется по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), состоящей из устройств синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника, внутренних часов УСПД, счетчиков и сервера АИИС КУЭ. Время УСПД синхронизировано с временем УССВ, погрешность синхронизации не более ±2 с, сличение производится один раз в час. Сличение времени сервера АИИС КУЭ с временем УСПД осуществляется один раз в сутки, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков А1800 со временем УСПД RTU -325L осуществляется один раз в сутки, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

ПС НОкВ «Таллинская» ВЛ 35кВ У-37

ТФЗМ-35 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 33474 Зав. № 33484

3HOM-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1121685 Зав. № 1121720 Зав. № 1313689

A1805RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 1162865

RTU-325L Зав.№ 002489

Активная

Реактивная

± 1,2

±2,8

±3,3

±5,3

2

ПС НОкВ «Таллинская» ВЛ 35кВ У-38

ТФЗМ-35 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 47683 Зав. № 47933

НОМ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1209524 Зав. № 1212976 Зав. № 1212575

A1805RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 1162870

3

ПС НОкВ «Таллинская» ЛЭП ЮкВ Фидер 10-13 (яч.13)

ТПЛ-Ю 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 0276 Зав. № 1721

Н АМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 850

A1805RL-P4GB-

DW-3 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163121

4

ПС НОкВ «Таллинская» ЛЭП ЮкВ Фидер 10-14 (яч.12)

тплм-ю 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 48724 Зав. №01553

НАМИ-Ю 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 849

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163173

5

ПС НОкВ «Таллинская» ЛЭП ЮкВ Фидер 10-17 (яч.17)

ТПОЛ-Ю 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 386 Зав. № 081

НАМ ИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 850

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163302

6

ПС НОкВ «Таллинская» ЛЭП ЮкВ Фидер 10-19 (яч.19)

ТПОЛ-Ю 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 382 Зав. № 3226

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163277

7

ПС НОкВ «Таллинская» ЛЭП ЮкВ Фидер 10-20 (яч.20)

ТПЛ-Ю 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 6032 Зав. № 3180

НАМИ-Ю 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 849

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163269

8

ПС 1 ЮкВ «Таллинская» ЛЭП ЮкВ Фидер 10-22 (яч.22)

ТПЛ-Ю 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 1638 Зав. № 1070

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163147

9

ПС ЦРП «Таллинская» Фидер ЮкВ №1

ТПЛ-Ю 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №76216 Зав. № 77531

ЗНОЛ.06-Ю 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 1921 Зав. № 7956 Зав. № 7955

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163085

RTU-325L Зав.№ 002487

Продолжение таблицы 1

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях,%

10

ПС ЦРП «Таллинская» Фидер 1 ОкВ №2

ТПЛ-Ю 150/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 74906 Зав. № 75366

НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 5175

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 1162951

RTU-325L Зав.№ 002487

Активная

Реактивная

± 1,2

±2,8

±3,3

±5,3

11

ПС ЦРП «Таллинская» Фидер ЮкВ №3

ТПЛ-Ю 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 2892 Зав. № 78584

ЗНОЛ.06-Ю 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 1921 Зав. № 7956 Зав. № 7955

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163070

12

ПС ЦРП «Таллинская» Фидер 1 ОкВ №4

ТПЛ-Ю 200/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 78742 Зав. № 78754

НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №5175

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l ,0 Зав. № 1 163298

13

ПС ЦРП «Таллинская» Фидер 1 ОкВ №5

ТПЛ-Ю 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 78438 Зав. №79190

ЗНОЛ.06-Ю 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав.№ 1921 Зав. № 7956 Зав. № 7955

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163163

14

ПС ЦРП «Таллинская» Фидер 1 ОкВ №7

ТПЛ-Ю 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 77413 Зав. № 79486

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163216

15

ПС ЦРП «Таллинская» Фидер ЮкВ №8

ТПЛ-Ю 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 78231 Зав. № 79232

НТМИ-Ю-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №5175

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163195

16

ПС ЦРП «Таллинская» 1>идер ЮкВ №10

ТПЛ-Ю 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 79228 Зав. № 78667

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 1162983

17

ПС ЦРП «Таллинская» Фидер 6кВ №12

ТПЛ-Ю 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 74901 Зав. № 75679

ЗНОЛ.06-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2180 Зав. № 2594 Зав. № 2596

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163068

18

ПС 35кВ «Восточная» Ввод 1 СШ 6кВ

ТОЛ-10 800/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 13693 Зав. № 12567

ЗНОЛ.06-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 7500 Зав. № 5009 Зав. № 12898

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163001

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях,%

19

ПС 35кВ «Восточная» Ввод2СШ6кВ

ТОЛ-10 800/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 12585 Зав. № 12524

ЗНОЛ.06-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 8420 Зав. № 8536 Зав. № 8145

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,58/1,0 Зав. № 1163297

RTU-325L Зав.№ 002487

Активная

Реактивная

± 1,2

±2,8

±3,3

±5,3

20

ПС 35кВ «Центральная» Ввод 1 СШ 6кВ

ТОЛ-10 800/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 18704 Зав. №31007

ЗНОЛ.06-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 6232 Зав. №6516 Зав. № 6307

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163131

RTU-325L Зав.№ 002488

21

ПС «Гидромеханизация» Фидер 6кВ №24 (яч.б)

ТОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 1525 Зав. № 1524

ЗНОЛ.06-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 12376 Зав. № 10588 Зав. № 11633

A1805RL-P4GB-

DW-3 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163059

RTU-325L Зав.№ 002487

22

ПС «Гидромеханизация» Фидер ЮкВ №46 (яч.7)

ТОЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 5042 Зав. №46912

ЗНОЛ.06-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 1084 Зав. № 10750 Зав. № 12551

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 1163071

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 ч-1,02) UH0M; ток (1 -г 1,2) I„0M, coscp = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 -е-1,1) UHOM; ток (0,05-ь 1,2) IH0M; coscp от 0,5 инд до 0,8 емк ;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков от минус 20 до +55 °C; для УСПД от минус 10 до +50 °C и сервера от + 15 до + 35 °C;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для costp = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии отО до 35 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик Альфа 1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- УСПД RTU-325L- среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 24 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться организациям-участникам 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;

- выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика,

- УСПД,

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

180 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Таллинский угольный разрез».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Таллинский угольный разрез» определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Таллинский угольный разрез». Методика поверки ЭПК110/06-1.006.МП», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2008 г.

Средства поверки - по методикам поверки на измерительные компоненты:

- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- Счетчики Альфа - по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки».

- УСПД RTU-325L - по методике поверки «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки».

Приемник сигналов точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ 30206-94

«Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».

ГОСТ 26035-83

«Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94.

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002.

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

МИ 3000-2006

«Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЗ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Таллинский угольный разрез» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации в соответствии с государственными поверочными схемами.

Развернуть полное описание