Untitled document

Приложение к свидетельству № 51677

об утверждении типа средств измерений

Лист №1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» -

«Моховский угольный разрез» с Изменением № 1

Назначение средства измерений

Настоящееописаниетипасистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Куз-

бассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ фи-

лиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1)

является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Куз-

бассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез», Сертификат об утверждении типа

RU.E.34004.A № 35415, регистрационный № 39889-08, и включает в себя описание дополни-

тельных измерительных каналов, соответствующим точкам измерений № 20, 21.

АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный раз-

рез» с Изменением № 1 предназначена для измерений активной и реактивной электроэнер-

гии, потребленной отдельными технологическими объектами филиала ОАО «УК «Кузбас-

сразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1; сбора, обработки, хране-

ния и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть исполь-

зованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный раз-

рез» с Изменением № 1 представляет собой многоуровневую систему с централизованным

управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный раз-

рез» с Изменением № 1 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 резуль-

татов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-автоматическое сохранение результатов

измерений в специализированной базе

данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резер-

вирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, дан-

ных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций–участников

оптового рынка электроэнергии;

-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в

АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с

Изменением № 1 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 филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный раз-

рез» с Изменением № 1;

Лист № 2

Всего листов 9

-конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ филиалаОАО «УК

«Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1;

-автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ филиала ОАО

«УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 (коррекция

времени).

АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный раз-

рез» с Изменением № 1 включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – совокупность информационно-измерительных комплексов точек изме-

рения, которые состоят из приборов учета – измерительные трансформаторы тока (ТТ) клас-

са точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН)

класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии

Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной

электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии

указанных в таблице 2 (2 точки измерений), и соединяющие их измерительные цепи;

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, каналообразующую аппаратуру и техни-

ческие средства обеспечения электропитания;

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в се-

бя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное

обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», коммуникационное оборудование, технические средства

приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспече-

ния электропитания.

Первичныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными

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. Вычисления проводятся без учета коэффициентов трансформации ТТ и

ТН.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД,

где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых

величин,получениеданных,вычислениеэлектроэнергииимощностисучетом

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 формирование и хранение по-

ступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечива-ет

автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о

состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки

поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных до-

кументов. Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии

осуществляется от сервера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-

провайдера.

АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный раз-

рез» с Изменением № 1 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), вклю-

чающей в себя источник сигналов эталонного времени - устройство синхронизации систем-

Лист № 3

Всего листов 9

ного времени УССВ-35HVS на базе GPS-приемника, входящее в состав ИВКЭ и подключен-

ное к УСПД, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Источником времени для УССВ слу-

жит спутниковая система Global Positioning System (GPS). Измерение времени происходит

автоматически, внутренними часами УСПД, счетчиков ИИК, сервера ИВК.

Часы УСПД синхронизированы с временем УССВ, погрешность синхронизации не

более ± 2 с, сличение производится один раз в час. Сличение времени сервера АИИС КУЭ со

временем УСПД выполняется с периодичностью 3 мин., корректировка времени выполняет-

ся при расхождении времени сервера и УСПД ± 2 с. УСПД осуществляет коррекцию времени

счетчиков. Сравнение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется с периодично-

стью 1 раз в сутки. Коррекция времени счетчика выполняется при расхождении с временем

УСПД на ± 2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный

разрез» с Изменением № 1, используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР»,

госреестр № 44595-10. ПО «АльфаЦЕНТР» имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из

основных компонентов, указанных в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту

программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с права-

ми доступа.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – С (в со-

ответствии с МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ –

влияния нет.

Лист № 4

Всего листов 9

Таблица1. - Идентификационные данные программного обеспечения

3.28.6.0

2E92947C973B184F573

CF00CC5A781CB

Драйвер ручного

опроса счетчи-

ков и УСПД

Amrc.exe

3.28.7.0

D05BCC691C3761ADE8

6B983B3F4C9A0F

76213F8E6CF486D9FAF

C2D3FD5666D06

3CFEBA93EBC8D83800

49895A03CE5CE9

Альфа Центр

AC_SE_5

версии

11.5

№4568

Библиотека со-

общений плани-

ровщика опро-

сов

Alphamess.dll

B8C331ABB5E34444170

EEE9317D635CD

MD5

Наименование

программного

обеспечения

Идентификаци-

онное наимено-

вание программ-

ного обеспече-

ния

Номер версии

(идентификацион-

ный номер)

программного

обеспечения

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная сумма ис-

полняемого кода)

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иден-

тификатора

программного

обеспечения

Программа-

планировщик

опроса и переда-

чи данных

(стандартный

каталог для всех

модулей

C:\AlphaCenter\e

xe)

Amrserver.exe

Драйвер автома-

тического опро-

са счетчиков и3.28.7.0

УСПД

Amra.exe

Драйвер работы

с БД3.28.0.0

Cdbora2.dll

Лист № 5

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2. - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ филиала ОАО «УК «Кузбассраз-

резуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 и их основные метрологиче-

ские характеристики

Основная по-

грешность, %

ПС № 17

RTU

325L/

ProLiant

DL360

Метрологиче-

Состав измерительного каналаские характери-

стики ИК

Наименование объ-

екта и номер точки

измерений

ТТТНСчетчик

Вид элек-

троэнер-

УСПД/гии

Сервер

Погрешность в

рабочих услови-

ях, %

Новомоховская

110/35/6

ВЛ 35 кВ

БК-6

35000/√3/

100/√3

GIF-40.5

ЗНОМ-35-65

А1805RL-P4GB-

300/5DW-3

Кл. т. 0,5S

. т. 0,5

Кл. т. 0,5S/1

Новомоховская

110/35/6

ВЛ 35 кВ

БК-5

35000/√3/

100/√3

GIF-40.5

ЗНО

М-

А1805RL-P4GB-

300/5DW-3

Кл. т. 0,5S

. т. 0,5

Кл. т. 0,5S/1

Активная±1,1±3,0

Реактивная±2,7±5,9

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовая).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва-

ла, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uном; ток (1 - 1,2) Iном, cos

= 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20

С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uном; ток (0,02 - 1,2) Iном;

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформато-

ров от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70 °С; для

УСПД от минус 10 до плюс 55 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,02 Iном cos

= 0,8 инд. и темпе-

ратуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 18

до плюс 35

С.

6. 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 как его неотъем-

лемая часть.

7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются из-

мерительные компоненты утвержденных типов.

Лист № 6

Всего листов 9

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчетчики Альфа A1800 - среднее время наработки на отказ Т=120000 ч,

счетчики Альфа А1800 относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации

изделиям, время восстановления учета электроэнергии зависит от наличия ре-

зервного счетчика на складе и времени его подключения. При наличии резервно-

го счетчика время, необходимое на замену элемента (демонтаж, монтаж, пара-

метризация) – 24 ч ;

сервер HP ProLiant DL360 коэффициент готовности – 0,999, среднее время вос-

становления работоспособности tв = 1 ч;

УСПД RTU-325L параметры надежности: среднее время наработки на отказ не

менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

УССВ среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

– защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебой-

ного питания;

– резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-

ваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике;

– 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;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– УСПД;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

– электросчетчик;

– УСПД;

– сервер.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– УСПД (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

Лист № 7

Всего листов 9

– о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

– о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

– измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки

(функция автоматизирована);

– сбор результатов измерений – 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

электросчетчик - 30-минутные приращения активной и реактивной электро-

энергии по точке измерений составляет более 35 суток; сохранение информации при отклю-

чении питания - не менее 30 лет;

УСПД - суточные приращения активной и реактивной электроэнергии по каж-

дой точке измерений не менее 60 суток; хранение информации при отключении питания не

менее 3 лет;

сервер БД - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии

по всем точкам измерений не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные trial экс-

плуатационнойдокументациинасистемуавтоматизированнуюинформационно-

измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиалаОАО «УК

«Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1.

Комплектность средства измерений

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной ком-

мерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» -

«Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 приведена в паспорте-формуляре № ЭПК

110/06 – 1.003.ФО.

В комплект

поставки

входит техническая

документация на

систему

и на комплек-

тующие средства измерений, а также методика поверки

«Система автоматизированная ин-

формационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала

ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1. Изме-

рительные каналы. Методика поверки № ЭПК 110/06 – 1.003МП».

Поверка

осуществляется по документу ЭПК 110/06 – 1.003МП «Система автоматизированная инфор-

мационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО

«УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1. Измеритель-

ные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 25 июня 2013 г.

Средства поверки:

трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 и/или по МИ 2845-2003, МИ

2925-2005;

счетчиков Альфа А1800 – по документу «Счетчики электрической энергии трех-

фазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки». МП-2203-0042-

2006, утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г.

Лист № 8

Всего листов 9

УСПД RTU 325L – по методике поверки ДЯИМ.466453.005МП «Устройства сбо-ра

и передачи данных RTU-325 и RTU-325L», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП

«ВНИИМС» 15 февраля 2008 г.

Радиочасы МИР РЧ-01 регистрационный № 27008-04.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему автоматизированную

информационно–измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиа-

ла ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с Изменением № 1 №

ЭПК 110/06 – 1.003.ФО.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) Филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Моховский угольный разрез» с

Изменением № 1

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 52323-2005

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного то-

ка. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной

энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ 34.601-90

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ 22261-94Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-

печения единства измерений

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ЗАО «Энергопромышленная компания»

тел./факс (343) 251-19-96,

адрес: 620144, г. Екатеринбург, ул. Фрунзе, 96-В