Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Учалинский ГОК» (далее АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК») предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Учалинский ГОК»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК» 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 ОАО «Учалинский ГОК» данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК»;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК»;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК» (коррекция времени).
АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р ГОСТ Р 523232005 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии указанных в таблице 2 (44 точки измерения).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS 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) «АльфаЦЕНТР».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УССВ синхронизировано со временем УСПД, коррекция времени УСПД происходит 1 раз в час допустимое рассогласование УСПД от времени УССВ ± 2 с. Сличение времени сервера по таймеру УСПД происходит каждые 30 минут. Коррекция времени сервера по времени УСПД происходит при достижении допустимого рассогласования. Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит каждые 3 мин, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ± 2 с, но не более 1 раза в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК» используется ИВК «АльфаЦЕНТР», а именно ПО «АльфаЦЕНТР», регистрационный № 44595-10. ПО «АльфаЦЕНТР» имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из основных компонентов, указанных в таблице 1. ИВК «Аль-фаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Уровень защиты программного обеспечения, используемого в АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК», от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Альфа Центр Версии 12.1.0.0 | Метрологически значимая часть ПО ac_metrology.dll | 12.1.0.0 | 3e736b7f380863f4 4cc8e6f7bd211c54 | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК» и их основные метрологические характеристики
| Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.26 | ТПОЛ-10 1500/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| 2 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.29 | ТПОЛ-10 1500/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU-325L /HP Proliant ML 110 | Активная, реактивная | | |
| 3 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.17 | ТПЛ-10 150/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,7 |
| 4 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.10 | ТПОЛ-10 800/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | |
| 5 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.32 | ТПОЛ-10 1500/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер | Основная погрешность, % | | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 6 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.30 | ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU-325L /HP Proliant ML 110 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,7 |
| 7 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.15 | ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 8 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.24 | ТПОЛ-10 1500/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 9 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.36 | ТПОЛ-10 1500/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 10 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.33 | ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 11 | ПС-4 «ГПП» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.18 | ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 12 | ПС «Шахта» 110/6 кВ, ВЛ110 «Учалы-Шахта» ввод №1 110 кВ | ТФЗМ- 110Б-1У 600/5 Кл.т. 0,5/ | НКФ-110-83 У1 110)0)0)0)/\3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | А1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,3 |
| Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 13 | ПС «Шахта» 110/6 кВ, ВЛ110 «Иремель-Шахта» ввод №2 110 кВ | ТФЗМ- 110Б-1У 600/5 Кл.т. 0,5 | НКФ-110-83 У1 110000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | А1805КЪ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU-325L /HP Proliant ML 110 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,3 |
| 14 | ПС-59 «Горняк» 35/6 кВ, ввод 35 кВ Т2 | ТФЗМ-35М 200/5 Кл.т. 0,5 | ЗНОМ-35-65 35000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | А1805КЪ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 15 | ПС-59 «Горняк» 35/6 кВ, ввод 35 кВ Т1 | ТФЗМ-35М 200/5 Кл.т. 0,5 | ЗНОМ-35-65 У1 35000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | А1805КЪ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 16 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.15 | ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,7 |
| 17 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.8 | ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 18 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.36 | ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 19 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.2 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 20 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.22 | ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU-325L /HP Proliant ML 110 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,7 |
| 21 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.28 | ТПЛ-10 1000/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 22 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.31 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 23 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.23 | ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 24 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.16 | ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 25 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.7 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 26 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.5 | ТПЛ-10 150/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 27 | ПС-3 «Учалы-110» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.29 | ТПЛ-10 150/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 28 | ПС «Юлда-шево» 35/6 кВ, ввод 35 кВ Т1 | ТФЗМ-35Б 200/5 Кл.т. 0,5 | ЗНОМ-35-65 35000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | А1805КЪ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| 29 | ПС «Юлда-шево» 35/6 кВ, ввод 35 кВ Т2 | ТФН-35М 200/5 Кл.т. 0,5 | ЗНОМ-35-65 35000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | А1805КЪ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| 30 | ПС «Горняк» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.23 | ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 | А1805КЪ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU-325L /HP Proliant ML 110 | Активная, реактивная | | |
| 31 | ПС «Горняк» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.21 | ТПЛ-10 50/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 | А1805КЪ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,3 |
| 32 | ПС «Горняк» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.19 | ТПЛ-10 50/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 | А1805КЪ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | |
| 33 | ПС «Горняк» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.11 | ТПЛ-10 50/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 | А1805КЪ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| 34 | ПС «Горняк» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.9 | ТПЛ-10 75/5 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 | А1805КЪ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| Продолжение таблицы 1 Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 35 | ПС-8 «Межозерная» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч 27 | ТПЛ-10 50/5 Кл.т. 0,5 ТПЛМ-10 50/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU-325L /HP Proliant ML 110 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,7 |
| 36 | ПС-8 «Межозерная» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч .3 | ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 37 | ПС-8 «Межозерная» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.14 | ТПЛ-10 50/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 38 | ПС-8 «Межозерная» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.28 | ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 39 | ПС-8 «Межозерная» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.8 | ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 40 | ПС-8 «Межозерная» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч.24 | ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 41 | ПС-8 «Межозерная» 110/35/6 кВ, ВЛ-35 кВ «Межозерная-Молодежная-1» | ТФНД-35М 150/5 Кл.т. 0,5 ТФН-35М 150/5 Кл.т. 0,5 | ЗНОМ-35-65 35000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Окончание таблицы 2
| Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 42 | ПС-8 «Межозерная» 110/35/6 кВ, ВЛ-35 кВ «Межозерная-Молодежная-2» | ТФМ-35 II 200/5 Кл.т. 0,2S | ЗНОМ-35-65 35000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU-325L /HP Proliant ML 110 | Активная, реактивная | ±0,9 ±2,0 | ±2,2 ±4,1 |
| 43 | ПС-72 «Узельга» 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т1,2 | ТФЗМ-иоб-iv 200/5 Кл.т. 0,5 | НКФ-110-57 110000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 НКФ-110-57 110000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,7 |
| 44 | ПС-72 «Узельга» 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ввод Т3 | ТФМ-110 200/5 Кл.т. 0,5 | НКФ-110-57 110000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,3 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы ин
тервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
• параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном, (0,02 - 1,2) 1ном для точки измерения № 42;
• допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 20 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; и сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана 1=0,05 1ном cos9 = 0,8 инд (1=0,02 1ном cos9 = 0,8 инд. для точки измерения № 42) и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии Альфа А1800 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии, счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 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 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК» как его неотъемлемая часть.
8. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности Ов) не более 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности Ов) не более 2 ч
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 0в) не более 2ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, парамет-рировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
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 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - хранение результатов измерений 210 суток;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Учалинский ГОК».
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Учалинский ГОК» определяется в формуляре № ЭПК378/08-1.ФО.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Учалинский ГОК». Измерительные каналы. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 51681-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Учалинский ГОК». Измерительные каналы. Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16 октября 2012г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики Альфа А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки». МП-22030042-2006;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1
- УСПД RTU 325 - по методике поверки ДЯИМ.466453.005 МП «УСПД RTU-325. Методика поверки».
- Радиочасы МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Учалинский ГОК» № ЭПК378/08-1.ФО.
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ Р 52323-2005
ГОСТ Р 52425-2005
ГОСТ 34.601-90
ГОСТ 22261-94
ГОСТ Р 8.596-2002
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
