Номер по Госреестру СИ: 46792-11
46792-11 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Донуголь"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Донуголь», сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- измерение календарного времени и интервалов времени;
- 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., 60 мин., 1 день, 1 месяц);
- перезапуск АИИС;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ОАО «Донуголь» - участникам оптового рынка электроэнергии;
- 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 данных 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).
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 135520
ID в реестре СИ - 357920
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 2 года
Наличие периодической поверки - Да
Модификации СИ
Производитель
Изготовитель - ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ)
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Краснодар
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Отчет представляет собой таблицу с перечнем эталонов организаций, применяемых при поверке торговых весов. По каждому эталону приведена статистика поверок СИ по годам. В качестве эталона могут выступать ГЭТ, эталоны единиц величин или СИ, используемые в качестве эталонов.
Статистика
Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Донуголь" (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ)
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
41950-09 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Краснодар Водоканал", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
45349-10 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "СЭСК", ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
45350-10 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "СЭСК-СГ", ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
46792-11 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Донуголь", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
2 года |
|
48006-11 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ "Лаура", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
48007-11 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ "Роза - Хутор", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
50190-12 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС "ВОЛНА" ЗАО "Таманьнефтегаз", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
53870-13 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ "Машук" филиал ОАО "ФСК ЕЭС России" - МЭС Юга, Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
54317-13 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) "Баксанская ГЭС" филиал ОАО "РусГидро" - "Кабардино-Балкарский филиал", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
54519-13 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "УК "Алмазная", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
55390-13 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Имеретинская", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
55795-13 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Поселковая", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
56833-14 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Стекольная", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
57210-14 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Веселое" филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга, Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
57628-14 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Невинномысский Азот", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
57632-14 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Буденновск" в части расширения ОРУ 110 кВ, Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
57973-14 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЗАО "МАРЭМ+" на объектах Афипского НПЗ, Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
58838-14 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10/6 кВ "Витаминкомбинат", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
59032-14 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ "Спортивная" филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга, Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
59311-14 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Тверская", в части расширения ОРУ 220 кВ (РП-220 кВ, СВ-220 кВ) и ЩСН 0,4 кВ (ТСН1, ТСН2), Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ |
4 года |
|
60284-15 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Т-10" (расширение ОРУ 220 кВ), Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
61426-15 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Кисловодск" (Ильенко), Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
62211-15 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "РусГидро" - "Дагестанский филиал", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
62784-15 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/10 кВ "Кругликовская", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
63644-16 |
Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Краснодар Водоканал", Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
63647-16 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Нальчик" (расширение), Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
64014-16 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Зеленчукской ГЭС - ГАЭС, Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
65474-16 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Архара" в части расширения ОРУ 220 кВ, Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
66146-16 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Верхневолжских ГЭС", ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
|
66941-17 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Черкесск" в части расширения ОРУ 330 кВ, КРУН 10 кВ, ЗКРП, Нет данных ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ) (РОССИЯ г.Краснодар) |
ОТ МП |
4 года |
Представленный отчет состоит из круговой и столбчатой диаграмм, а также сводной таблицы. Графики являются интерактивными, а таблица обладает функциями поиска и сортировки по любой из колонок.
На круговой диаграмме показано распределение поверок СИ по разделам областей измерений. Диаграмма строится по всем поверкам, имеющимся в АРШИН. Стоит отметить, что сумма всех поверок по разделам областей измерений, существенно превышает объём поверок, загруженных в АРШИН. Это связано с тем, что многие типы СИ входят одновременно в несколько разделов.
Столбчатая диаграмма демонстрирует то же распределение поверок по разделам областей измерений, что и круговая, но в динамике по годам. Причем, для удобства читаемости графика есть возможность посредством фильтра выбрать только нужные года.
В завершении отчета приведена сводная таблица с данными для возможности самостоятельной обработки информации.
Каталог СИ, используемый в сервисе ОЕИ-Аналитика имеет трехуровневую структуру вида: области измерений (более 20), разделы областей измерений (более 250) и группы СИ (более 10 тыс.).
При разработке каталога были использованы как существующие кодификаторы: МИ 2803-2014, МИ 2314-2006, МИ 2314-2022, так и собственные наработки. Перед применением каталог был адаптирован и обогащен данными из реального реестра, утвержденных типов СИ ФГИС АРШИН.
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Донуголь" (Нет данных)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Донуголь" (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Донуголь» входит:
-
- операционная система Windows XP Pro Russian - 1 пакет;
-
- прикладное программное обеспечение Office SE XP Win 32 RussianDSP - 1 пакет;
-
- программное обеспечение сервера - «Альфа-Центр» - AC_PE_10 - 1 пакет;
-
- дополнительный модуль к программному обеспечению (ПО) «Альфа-Центр» -AC_PE_10» выполнения заданий в ручном режиме и автоматически по расписанию в формате XML - 1 пакет;
-
- дополнительный модуль к программному обеспечению (ПО) «Альфа-Центр» -AC_PE_10» предназначенный для синхронизации времени по спутниковым часам -«Альфа-Центр AC_Time» - 1 пакет.
Основными компонентами структурной схемы Программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Донуголь» являются:
-
- «Альфа-Центр» - выполняет основные функции: автоматический параллельный опрос счетчиков серии Альфа с использованием различных типов каналов связи и коммутационного оборудования, накопление информации в базе данных, расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде, защита данных от несанкционированного доступа, работа с базой данных сервера с пяти рабочих мест по локальной сети;
-
- «Альфа-Центр Коммуникатор» - используется для описания в базе данных схем сбора данных со счетчиков электроэнергии, для ручного опроса устройств и управления автоматическими службами сбора и передачи данных «Альфа-Центр»;
-
- «Альфа-Центр Резерв» - используется для создания резервных копий базы данных программы «Альфа-Центр»;
-
- «Альфа-Центр Утилиты» - предназначено для просмотра служебной информации о HASP-ключе, состоянии базы данных, состоянии сервера и т.д.;
-
- «Альфа-Центр AC_Time» предназначено для синхронизации времени по спутниковым часам;
-
- «Альфа-Центр AC_XML» - модуль выполнения заданий в ручном режиме и автоматически по расписанию в формате XML.
ПО АС_РЕ_10 идентифицируется посредством чтения HASP-ключа Аладдин 5-ой версии с помощью программы Альфа-Центр Утилиты. ПО «Альфа-Центр», версия 11.02.02, дата выхода версии 27.09.2010 г.
Защита ПО от несанкционированного доступа на программном и логическом уровнях реализуется за счет многоуровневых паролей доступа, установка имени пользователя и пароля для разных пользователей с их правами и ролями.
лист № 4 всего листов 21 Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
«Альфа-Центр» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter \exe) |
Amrserver.exe |
АС_РЕ_10 BD 11.04.01 |
6970 ID 10 64 62 00 28 |
MD5 |
|
драйвер ручного опроса счетчиков |
Amrc.exe | ||||
|
драйвер ав-томатическо-го опроса счетчиков |
Amra.exe | ||||
|
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll | ||||
|
Библиотека шифрования пароля счетчиков A1800 |
encryptdll.dll | ||||
|
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
-
• Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «Альфа-Центр», включающий в себя ПО внесен в Госреестр СИ РФ под № 20481-06;
-
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
-
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;
-
• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донуголь» типографическим способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетодика измерений изложена в документе БЕКВ.422231.047.РЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИ-ИС КУЭ) ОАО «Донуголь» на ПС-110/6,6/6,3 кВ «Г-19» Шахты «Шерловская-Наклонная» и ПС-110/6,6 кВ «Щебзавод». Руководство по эксплуатации».
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донуголь»
-
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
-
2. ГОСТ 7746-1989, ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
-
3. ГОСТ 1983-1989, ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
-
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
-
5. ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электроэнергиипеременного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
-
6. ГОСТ 26035-83 «Счетчики электроэнергиипеременного тока электронные. Общие
лист № 21 всего листов 21 технические условия».
-
7. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
-
8. МИ 2441-97. «Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования».
-
9. БЕКВ.422231.047.РЭ «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донуголь» на ПС-110/6,6/6,3 кВ «Г-19» Шахты «Шерловская-Наклонная» и ПС-110/6,6 кВ «Щебзавод». Руководство по эксплуатации».
Поверка
ПоверкаОсуществляется по документу "ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донуголь», БЕКВ.422231.047 Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом мп-2203-0042-2006 «Счетчики электроэнергиитрехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
устройство синхронизации времени (УСВ-2), принимающее сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). Поверка производится в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТИ» 12 мая 2010 г.
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии «Альфа-Центр» - в соответствии с документом «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии «Альфа-Центр. Методика поверки», ДЯИМ.466453.06МП0утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Региональная инженерно-технологическая энергокомпания -СОЮЗ» (ЗАО «РИТЭК - СОЮЗ»).Юридический адрес: 350033, г. Краснодар, ул. Ставропольская, 2
Почтовый адрес: 350033, г. Краснодар, ул. Демуса, 50
Тел./факс: (861) 260-48-14
E-mail: mail@ritek-souz.ru
Испытатель Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495) 437-55-77
Аттестат аккредитации государственного центра испытаний № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Система реализуется в виде совокупности совместно функционирующих уровней и подуровней (связующих компонентов), взаимодействующих через общие базы данных в интерактивном режиме работы.
АИИС КУЭ является иерархической, двухуровневой, интегрированной, автоматизированной измерительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 5 измерительных каналов (далее - ИК); измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) АИИС КУЭ.
Перечень информационно-измерительных каналов точек учета, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации в Государственном реестре средств измерений представлены в таблице 2.
лист № 2 всего листов 21 АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительные каналы (ИК), выполняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-1989, ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-1989, ГОСТ 1983-2001, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «АЛЬФА А1800» класса точности 0,5S по ГОСТ 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035-1983 (в части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ОАО «Донуголь» и соответствующие связующие компоненты.
-
2- й уровень - «уровень информационно-вычислительного комплекса» (ИВК) АИИС КУЭ, выполняющий функции обработки, хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, включающий в себя сервер базы данных (БД) установленный в административном здании ОАО «Донуголь», аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр».
Уровень ИК представляет собой функционально объединенную и территориально локализованную совокупность программно-технических средств учета электроэнергии.
На данном уровне формируются и преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений. 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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30- минутных интервалов времени.
В состав ИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, измерительные цепи, а также счетчики, в совокупности образующие сложный измерительный канал, сигналы с выхода которого используются для получения результатов косвенных, совокупных или совместных измерений электрической энергии по всем точкам учета, задействованным в АИ-ИС КУЭ ОАО «Донуголь».
Информационный обмен между уровнями осуществляется по радиоканалу стандарта GSM регионального оператора сотовой связи. Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК, где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВ'тч, (квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, формируются отчётные и справочные формы, которые передаются по каналам сотовой связи через интернет-провайдер на сервер ОАО «АТС», г. Москва и заинтересованным в получении информации организациям-участникам оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационно-вычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчик, сервер) по единому астрономическому времени, реализуемому во время сеансов связи между уровнями. Корректировка времени уровня ИВК производится при рассогласовании более ± 2 с. Уровень ИВК (сервер) осуществляет коррекцию времени счетчиков, сличение времени осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает ± 2 с). Допустимая погрешность измерений календарного времени системы ± 5с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректи-лист № 3 всего листов 21 руемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.
В качестве информационно-вычислительного комплекса используется программный продукт «Альфа-Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», г. Москва.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Донуголь» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Донуголь» представлена в таблице 4.
|
Таблица 4 - Комплектность АИ |
ИС КУЭ ОАО «Донуголь» | ||
|
Обозначение изделия |
Наименование изделия |
Количество |
Заводской номер |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Составные части системы и изменения в комплектности | |||
|
ТФЗМ-110Б |
измерительные трансформаторы тока |
6 |
58046, 58050, 58052, 58057, 58058, 58059 |
|
ТЛМ-10 |
4 |
3166, 3538, 4308, 6245 | |
|
Т-0,66 |
3 |
097387, 097417, 097523 | |
|
НКФ-110 |
измерительные трансформаторы напряжения |
6 |
60397, 59765, 59882, 59757, 69479, 49942 |
|
НТМИ-6-66 |
1 |
7541 | |
|
«АЛЬФА А1800» (A1805RAL-P4GB-DW-4) |
многофункциональные счетчики электроэнергии |
2 |
01214326, 01214327 |
|
«АЛЬФА А1800» (A1805RL-P4GB-DW-3) |
2 |
01214328, 01214629 | |
|
«АЛЬФА А1800» (A1805RL-P4GB-DW-4) |
1 |
01214330 | |
|
ЛИМГ |
колодки испытательные |
5 |
— |
|
РИ-3 |
разветвители интерфейсов |
3 |
— |
|
МР3021-Т-5А-4ВА |
догрузочные резисторы для трансформаторов тока |
2 |
— |
|
МР3021-Т-5А-1,5ВА |
3 |
— | |
|
МР3021-Т-5А-1ВА |
3 |
— | |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
МР3021-Н-57,7В-60ВА |
догрузочные резисторы для трансформаторов напряжения |
12 |
— |
|
CityLine Swift |
сервер АИИС КУЭ - |
1 |
— |
|
Siemens MC35i |
GSM-терминал |
4 |
— |
|
Антей 904 |
GSM антенна на магнитном основании с усилением 5,5 дБ |
4 |
— |
|
ICP CON 7520AR |
преобразователь интерфейсов RS-232/RS-485 |
2 |
— |
|
19'.0in TFT LCD |
монитор |
1 |
— |
|
Canon 4018 |
принтер |
1 |
— |
|
Ippon 1000 VA Smart Power |
источник бесперебойного питания |
1 |
— |
|
Siemens MC-35i |
GSM-модем |
4 |
— |
|
Hakel DTR 2/6 |
устройство для защиты от импульсных перенапряжений и помех цифрового интерфейса RS485 |
2 |
— |
|
УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000.04 |
УСВ |
1 |
2113 |
|
ZPAS WZ-2285-01-11-011 |
шкаф электрический настенный 400х500х250 с монтажной панелью (аналог SMN1-16) |
1 |
— |
|
«Альфа-Центр». Многопользовательская версия для центров сбора и обработки данных AC PE 10 |
программное обеспечение |
1 |
— |
|
Дополнительный модуль к программному обеспечению (ПО) «Альфа-Центр» -AC_PE_10» - «Альфа ЦЕНТР AC XML» |
1 |
— | |
|
Дополнительный модуль к программному обеспечению (ПО) «Альфа-Центр» -AC_PE_10» - «Альфа-Центр AC Time» |
1 |
— | |
|
Windows XP Pro Russian Windows XP Pro Russian |
1 |
— | |
|
Прикладное ПО Office SЕ XP Win 32 RussianDSP Office SЕ XP Win 32 RussianDSP |
1 |
— |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Запасные части, инструмент, приспособления и средства измерения (ЗИП) | |||
|
A1805RАL-P4GB-DW-4 |
Счётчик электроэнергиии мощности серии «АЛЬФА А1800» |
1 |
— |
|
3P EKF ВА 47-63 3р (х-ка C) 1А |
автоматический выключатель |
1 |
— |
|
3P EKF ВА 47-63 3р (х-ка C) 3А |
2 |
— | |
|
2P EKF ВА47-63 2р (х-ка C) 1A |
6 |
— | |
|
2P EKF ВА47-63 2р (х-ка C) 3A |
1 |
— | |
|
2P EKF ВА47-63 2р (х-ка C) 6A |
2 |
— | |
|
ZIS Pilot |
сетевой фильтр Пилот S 220В |
1 |
— |
|
Mean Well DR-4512 |
блок питания |
1 |
— |
|
Chinfa DRA 10-12 |
2 |
— | |
|
Compact 216 |
стойка для компьютера раздвижная |
1 |
— |
|
Comfort GTP C-38 |
стул офисный |
1 |
— |
|
Эксплуатационная документация | |||
|
БЕКВ.422231.047.РП |
Руководство пользователя на АИИС КУЭ ОАО «Донуголь» |
1 |
— |
|
БЕКВ.422231.047.ИЭ |
Инструкция по эксплуатации. Технологическая инструкция на АИ-ИС КУЭ ОАО «Дон-уголь» |
1 |
— |
|
БЕКВ.422231.047.ПФ |
Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ ОАО «Дон-уголь» |
1 |
— |
|
БЕКВ.422231.047.В1 |
Перечень входных сигналов и данных на АИ-ИС КУЭ ОАО «Дон-уголь» |
1 |
— |
|
БЕКВ.422231.047.В2 |
Перечень выходных сигналов (документов) на АИИС КУЭ ОАО «Дон-уголь» |
1 |
— |
|
БЕКВ.422231.047.И4 |
Инструкция по формированию и ведению базы данных на АИИС КУЭ ОАО «Донуголь» |
1 |
— |
|
БЕКВ.422231.047.МИ |
Методика измерений на АИИС КУЭ ОАО «Дон- уголь» |
1 |
— |
|
БЕКВ.422231.047.МП |
Методика поверки |
1 |
— |
лист № 20 всего листов 21
Таблица 2 - Состав измерительных каналов
|
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения, номер ИК |
Средство измерений |
Ктт*Ктн*Ксч |
Наименование измеряемой величины | ||||
|
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | |||||
|
ПС 110/6,6/6,3 кВ «Г-19», Т-1 110 кВ ИК № 1 |
ТТ |
КТ=0,5; Ктт=400/5; № 2793-88 |
А |
ТФЗМ-110Б |
58046 |
о о о 00 00 |
Ток первичный I1 |
|
В |
ТФЗМ-110Б |
58050 | |||||
|
С |
ТФЗМ-110Б |
58052 | |||||
|
ТН |
КТ=0,5; Ктн=110000/^3 /100/^3; № 26452-06 |
А |
НКФ-110 |
59822 |
Напряжение первичное U1 | ||
|
В |
НКФ-110 |
59765 | |||||
|
С |
НКФ-110 |
60397 | |||||
|
Счетчик |
КТ=0,5Б/1,0; U=100B; 1=5(10)А Rc = 40000имп/кВт*ч Ксч=1; № 31857-06 |
A1805RA L P4GB-DW-4 |
01214326 |
Напряжение вторичное U2; ток вторичный I2; энергия активная WP; энергия реактивная WQ; в двух направлениях календарное время; | |||
|
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения, номер ИК |
Средство измерений |
Ктт*Ктн*Ксч |
Наименование измеряемой величины | ||||
|
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | |||||
|
ПС 110/6,6/6,3 кВ «Г-19», Т-2 110 кВ ИК № 2 |
ТТ |
КТ=0,5; Ктт=400/5; № 2793-88 |
А |
ТФЗМ-110Б |
58057 |
о о о 00 00 |
Ток первичный I1 |
|
В |
ТФЗМ-110Б |
58088 | |||||
|
С |
ТФЗМ-110Б |
58089 | |||||
|
ТН |
КТ=0,5; Ктн=110000/^3 /100/^3; № 26452-06 |
А |
НКФ-110 |
59757 |
Напряжение первичное U1 | ||
|
В |
НКФ-110 |
69479 | |||||
|
С |
НКФ-110 |
49942 | |||||
|
Счетчик |
КТ=0,5Б/1,0; U=100B; 1=5(10)А Rc = 40000имп/кВт*ч Ксч=1; № 31857-06 |
A1805RAL P4GB-DW-4 |
01214327 |
Напряжение вторичное U2; ток вторичный I2; энергия активная WP; энергия реактивная WQ; в двух направлениях календарное время; | |||
|
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения, номер ИК |
Средство измерений |
Ктт*Ктн*Ксч |
Наименование измеряемой величины | ||||
|
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | |||||
|
ПС110/6,6 "Щебзавод" "Рабочий ввод" №1 ИК № 3 |
ТТ |
КТ=0,5; Ктт=600/5; № 2473-05 |
А |
ТЛМ-10 |
3166 |
7200 |
Ток первичный I1 |
|
В |
— |
— | |||||
|
С |
ТЛМ-10 |
3538 | |||||
|
ТН |
КТ=0,5; Ктн=6000/100 № 02611-70 |
А В С |
НТМИ -6-66 |
7541 |
Напряжение первичное U1 | ||
|
Счетчик |
КТ=0,58/1,0; U=110B; 1=5(10)А Rc = 40000имп/кВт*ч Ксч=1; № 31857-06 |
A1805RLP4GB- DW-3 |
01214328 |
Напряжение вторичное U2; ток вторичный I2; энергия активная WP; энергия реактивная WQ; календарное время; | |||
|
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения, номер ИК |
Средство измерений |
Ктт*Ктн*Ксч |
Наименование измеряемой величины | ||||
|
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | |||||
|
КТ=0,5; Ктт=300/5; № 2473-05 |
А |
ТЛМ-10 |
4368 |
Ток первичный I1 | |||
|
ТТ |
В |
- |
- | ||||
|
С |
ТЛМ-10 |
6245 | |||||
|
А |
Напряжение первичное U1 | ||||||
|
ПС110/6,6 "Щебзавод" ф. "Карьер" ИК № 4 |
ТН |
КТ=0,5; Ктн=6000/100 № 02611-70 |
В С |
НТМИ -6-66 |
7541 |
3600 | |
|
Счетчик |
КТ=0,58/1,0; U=110E; !=5(10)А Rс = 40000имп/кВт*ч Ксч=1; № 31857-06 |
А1805RLP4GB- DW-3 |
01214329 |
Напряжение вторичное U2; ток вторичный I2; энергия активная WP; энергия реактивная WQ; календарное время; | |||
|
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения, номер ИК |
Средство измерений |
Ктт*Ктн*Ксч |
Наименование измеряемой величины | ||||
|
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | |||||
|
ПС110/6,6 "Щебзавод" ТСН-1 ИК № 5 |
ТТ |
КТ=0,5; Ктт=100/5; № 24541-03 |
А |
Т-0,66 |
097387 |
о |
Ток первичный I1 |
|
В |
Т-0,66 |
097417 | |||||
|
С |
Т-0,66 |
097523 | |||||
|
Счетчик |
КТ=0,58/1,0; U 380В; >5(10)А Rс = 40000имп/кВт*ч Ксч=1; № 31857-06 |
А1805RLP4GB- DW-4 |
01214330 |
Напряжение вторичное U2; ток вторичный I2; энергия активная WP; энергия реактивная WQ; календарное время; | |||
лист № 10 всего листов 21 Таблица 3- Доверительные границы допускаемой относительной погрешности измерений электроэнергии в рабочих и нормальных условиях применения АИИС КУЭ ОАО «Донуголь»
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Число измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО "Донуголь" |
5 |
|
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 01; 02 |
20.480, А |
|
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 03 |
30.720, А |
|
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 04; 05 |
15.300, А |
|
Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 01 - 02 |
99000/^3.121000/^3, В |
|
Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 03 - 04 |
5400.6600, В |
|
Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК № 01 - 02 |
90/^3.110/^3, В |
|
Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК № 03 - 04 |
90.110, В |
|
Нагрузка ТТ для ИК № 1-2; при номинальной мощности вторичной нагрузки 20 ВА и cos ф2 = 0,8 |
7,5..30, ВА |
|
Нагрузка ТТ для ИК № 3 - 4; при номинальной мощности вторичной нагрузки 10 ВА и cos ф2 = 0,8, |
3,75.10, 1Ь\ |
|
Нагрузка ТТ для ИК № 5; при номинальной мощности вторичной нагрузки 5 ВА и cos ф2 = 0,8, |
3,75.5, 1Ь\ |
|
Нагрузка ТН для ИК № 1-2 при номинальной мощности вторичной нагрузки 400 ВА и cos ф2 = 0,8 |
100.400, ВА |
|
Нагрузка ТН для ИК № 3 - 4 при номинальной мощности вторичной нагрузки 75 ВА и cos ф2 = 0,8 |
18,75.75, ВА |
|
Коэффициент мощности cos ф |
0,5.1,0 |
лист № 11 всего листов 21 Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 | |||
|
Доверительные границы относительной погрешности результата cos ф измерений количества активной электрической энергии и мощности ИК № 1 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в рабочих условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном |
1,8 |
2,4 |
2,9 |
5,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном |
1,2 |
1,4 |
1,7 |
3,0 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0»1ном |
1,0 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,0 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества реактивной электрической энергии и мощности ИК № 1; включающих ТТ с классом точности 0,5 ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 в рабочих условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
sin ф = 0,9 |
sin ф = 0,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
2,9 |
4,7 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,8 |
2,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
1,5 |
2,1 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,5 |
2,1 | ||
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной электрической энергии и мощности ИК № 1 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в нормальных условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
1,8 |
2,3 |
2,9 |
5,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,1 |
1,4 |
1,7 |
3,0 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
1,0 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,0 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества реактивной электрической энергии и мощности ИК № 1 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 в нормальных условиях применения, при доверительной вероятности 0,95 |
sin ф = 0,9 |
sin ф = 0,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
2,9 |
4,7 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,8 |
2,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
1,5 |
2,0 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,5 |
2,0 | ||
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 | |||
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной электрической энергии и мощности ИК № 2 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в рабочих условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном |
1,9 |
2,4 |
2,9 |
5,6 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,1 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0»1ном |
1,0 |
1,2 |
1,4 |
2,4 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,0 |
1,2 |
1,4 |
2,4 |
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества реактивной электрической энергии и мощности ИК № 2; включающих ТТ с классом точности 0,5 ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 в рабочих условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
sin ф = 0,9 |
sin ф = 0,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
3,0 |
4,8 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,8 |
2,7 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
1,6 |
2,1 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,6 |
2,1 | ||
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной электрической энергии и мощности ИК № 2 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в нормальных условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
1,8 |
2,3 |
2,9 |
5,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,1 |
1,4 |
1,7 |
3,0 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
1,0 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,0 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества реактивной электрической энергии и мощности ИК № 2 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 в нормальных условиях применения, при доверительной вероятности 0,95 |
sin ф = 0,9 |
sin ф = 0,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
2,9 |
4,7 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,8 |
2,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
1,5 |
2,0 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,5 |
2,0 | ||
лист № 13 всего листов 21 Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 | |||
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной электрической энергии и мощности ИК № 3, 4 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в рабочих условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном |
2,0 |
2,5 |
3,1 |
5,7 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном |
1,4 |
1,7 |
2,0 |
3,3 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0»1ном |
1,3 |
1,5 |
1,7 |
2,7 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,3 |
1,5 |
1,7 |
2,7 |
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества реактивной электрической энергии и мощности ИК № 3 4; включающих ТТ с классом точности 0,5 ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 в рабочих условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
sin ф = 0,9 |
sin ф = 0,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
3,5 |
5,2 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
2,2 |
3,0 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
2,0 |
2,5 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
2,0 |
2,5 | ||
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной электрической энергии и мощности ИК № 3 и 4 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в нормальных условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
1,8 |
2,3 |
2,9 |
5,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,1 |
1,4 |
1,7 |
3,0 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
1,0 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,0 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества реактивной электрической энергии и мощности ИК № 3 и4 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 в нормальных условиях применения, при доверительной вероятности 0,95 |
sin ф = 0,9 |
sin ф = 0,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
2,9 |
4,7 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,8 |
2,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
1,5 |
2,0 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,5 |
2,0 | ||
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 | |||
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной электрической энергии и мощности ИК № 5 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в рабочих условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
1,8 |
2,3 |
2,9 |
5,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,9 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
0,9 |
1,1 |
1,3 |
2,1 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
0,9 |
1,1 |
1,3 |
2,1 |
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества реактивной электрической энергии и мощности ИК №5; включающих ТТ с классом точности 0,5 ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 в рабочих условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
sin ф = 0,9 |
sin ф = 0,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
3,0 |
4,7 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,8 |
2,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
1,6 |
2,0 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,6 |
2,0 | ||
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной электрической энергии и мощности ИК № 5 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в нормальных условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
1,7 |
2,3 |
2,8 |
5,4 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,0 |
1,2 |
1,5 |
2,7 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
0,8 |
0,9 |
1,1 |
1,9 |
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
0,8 |
0,9 |
1,1 |
1,9 |
|
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества реактивной электрической энергии и мощности ИК № 5 включающих ТТ с классом точности 0,5; ТН с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 1,0 в нормальных условиях применения, при доверительной вероятности 0,95 |
sin ф = 0,9 |
sin ф = 0,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05*1ном |
2,8 |
4,6 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2*1ном |
1,6 |
2,4 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0*1ном |
1,3 |
1,8 | ||
|
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2*1ном |
1,3 |
1,8 | ||
Примечания:
-
1. В Таблице 3 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);
-
2. Нормальные условия эксплуатации:
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 0,5) Гц;
параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,98 1,02)Uh; диапазон силы
тока - (0,05 + 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cos: (япф) - 0,5 + 1,0(О,6 + 0,87);
частота - (50 + 0,15) Гц;
лист № 15 всего листов 21 магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;
температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от +5°С до + 30°С; счетчиков -от +18°С до +25°С; ИВК - от +15°С до +25°С;
относительная влажность воздуха - (70±5) %; атмосферное давление - (100±4) кПа
-
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,9 - 1,1)U; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2)1н1 для ИК № 1 - 5; коэффициент мощности cosф (япф) -0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 - 0,15) Гц;
температура окружающего воздуха - от - 35°С до +45°С для ИК № 1; от +10°С до +30°С для ИК № 2; от +5°С до +45°С для ИК № 3 и 4; от +10°С до +35°С для ИК № 5.
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
атмосферное давление - (100±4) кПа
Для электросчетчиков:
параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,9 - 1,1)U; диапазон силы вторичного тока - (0,05 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф фпф) - 0,8 - 1,0(0,6); частота - (50 - 0,15) Гц;
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;
температура окружающего воздуха - от +15°С до +25°С для ИК № 1; от +10°С до +30°С для ИК № 2; от +5°С до +45°С для ИК № 3 и 4; от +10°С до +35°С для ИК № 5;
относительная влажность воздуха - (70±5) %; атмосферное давление - (100±4) кПа
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц; температура окружающего воздуха - от +15°С до +25°С; относительная влажность воздуха - (70±5) %;
атмосферное давление - (100±4) кПа
-
4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-1989, ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-1989, ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-1983 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
-
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом установленном на ОАО «Дон-уголь» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-1989, ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-1989, ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
• электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120000 ч., время восстановления работоспособности Tb=2 ч.
Надежность системных решений:
-
• Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
-
• Стойкость к электромагнитным воздействиям;
-
• Ремонтопригодность;
-
• Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
-
• Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
-
• Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
-
• журнал событий счетчика:
-
- параметрирование;
-
- пропадание напряжения;
-
- коррекция времени в счетчике.
-
• журнал событий ИВК:
-
- даты начала регистрации измерений;
-
- перерывы электропитания;
-
- программные и аппаратные перезапуски;
-
- установка и корректировка времени;
-
- переход на летнее/зимнее время;
-
- нарушение защиты ИВК;
-
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответст
вующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчиков;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательных коробок;
-
- сервера БД;
-
• защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
-
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
-
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений
-
- не менее 3,5 лет.
лист № 17 всего листов 21