Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Лучегорский угольный разрез" Нет данных, ГРСИ 66654-17
Номер госреестра:
66654-17
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО "Лучегорский угольный разрез"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 65166
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез» предназначена для измерения
активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы
времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации,
а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным
пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих
расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
- 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),
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию
повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанк-
ционированного доступа,
- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений,
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии
объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей),
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциониро-
ванного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.),
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ,
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ,
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие
трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, трансформаторы
напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии
трехфазные электронные МИР С-03 (модификации МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н,
МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RG-1Т-Н класса точности 0,2S/0,5 и МИР С-03.05D-ЕQTLBMN-RG-
1Т-Н класса точности (КТ) 0,5S/1 ) в ГР № 42459-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении
активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной
электрической энергии, указанных в таблице 2 (24 точки измерения). В виду отсутствия
в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении
реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса
точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 .
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя контроллер типа МИР КТ-51М ( ГР № 38099-10), каналообразующую
аппаратуру.
Лист № 2
Всего листов 10
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК)
включающий в себя сервер сбора и хранения базы данных HPProLiant DL380 G7 с установленным
программным обеспечением (ПО) ПК «Учет энергоресурсов», устройство синхронизации
системного времени - радиочасы МИР РЧ-02 (ГР № 46656-11), локально-вычислительную сеть,
автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы
связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения
доступа к информации.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами 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, которые
усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним
за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая
мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения
30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 1-15 при помощи технических средств
приема-передачи данных поступает на входы контроллера, где производится хранение
измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным
линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к
контроллеру устройствам. Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК № 16-24 при помощи
технических средств приема-передачи данных поступает по проводным линиям на верхний
уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-
ной информации с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ)
и трансформаторов напряжения (ТН), формирование, хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов и передача информации в АО «АТС», филиал
ПАО «ДЭК» «Дальэнергосбыт», филиалОАО «СО ЕЭС» Приморское РДУ, филиал
АО «ДРСК»«Приморские электрические сети и прочим заинтересованным организациям
в рамках регламента ОРЭМ по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла
формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых
числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе устройства синхронизации системного времени - радиочасов МИР-РЧ-02, принимающих
сигналыточноговремениотспутниковглобальныхсистемпозиционирования
(GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым
от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на
всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Устройство
синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера, сличение
времени ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Коррекция часов контрол-
лера проводится при расхождении часов контроллера и часов сервера БД более чем на ±1 с,
погрешность синхронизации не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов
контроллера с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится
при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллера и сервера отражают: время
(дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Лист № 3
Всего листов 10
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ на уровне ИВК используется программное обеспечение (ПО) «Учет
энергоресурсов».
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значения
12
Наименование ПО ПО «Учет энергоресурсов»
Идентификационное наименование ПО Программный комплекс СЕРВЕР
СБОРА ДАННЫХ. MirServsbor.msi
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.0.0.1
Цифровой идентификатор ПО7d30b09bbf536b7f45db352b0c7b7023
Идентификационное наименование ПОПрограммный комплекс УЧЕТ
ЭНЕРГОРЕСУРСОВ. EnergyRes.msi
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.5
Цифровой идентификатор ПО55a532c7e6a3c30405d702554617f7bc
Идентификационное наименование ПОПрограмма ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ
MirReaderSetup.msi
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.0.9.0
Цифровой идентификатор ПО6dcfa7d8a621420f8a52b8417b5f7bbc
Алгоритм вычисления цифрового идентификатораmd5
ПО
Номер ИК
Трансформатор
тока
Трансформатор
напряжения
Счетчик
УСПД
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений по Р 50.2.077-2014- высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на
ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-
разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений
в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки
фальсифицированногоПОиданных,считыванияизпамяти,удаленияилииных
преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Метрологические и технические характеристики
должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879
«Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской
Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на
средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой
величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений,
входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
Состав измерительного канала
Наименование при-
соединения
УССВ
Вид электроэнергии
12345678
Лист № 4
Всего листов 10
НТМИ-6-66
ф.А,В,С № 1259
Ктн=6000/100
КТ 0,5
НТМИ-6
ф.А,В,С № 2307
Ктн=6000/100
КТ 0,5
НТМИ-6-66
ф.А,В,С № 5150
Ктн=6000/100
КТ 0,5
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№ 40282016074278
КТ 0,2S/0,5
НТМИ-6-66
ф.А,В,С № 5150
Ктн=6000/100
КТ 0,5
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№ 40282016074279
КТ 0,2S/0,5
НТМИ-6-66
ф.А,В,С № 5150
Ктн=6000/1005
КТ 0,5
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№ 40282016074280
КТ 0,2S/0,5
НОМ-6-77 УХЛ4
ф.А,В,С № 83/69
Ктн=6000/100
КТ 0,5
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№4028244016074281
КТ 0,2S/0,5
НОМ-6-77 УХЛ4
ф.А,В,С № 83/69
Ктн=6000/100
КТ 0,5
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074282
КТ 0,2S/0,5
НОМ-6-77 УХЛ4
ф.А,В,С № 83/69
Ктн=6000/100
КТ 0,5
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074283
КТ 0,2S/0,5
МИР КТ-51М, зав. № 1607104
НАМИ-10
ф.А,В,С №547
Ктн=6000/100
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074284
КТ 0,2S/0,5
НАМИ-10
ф.А,В,С №637
Ктн=6000/100
КТ 0,5
4
5678
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№34251316074262
КТ 0,2S/0,5
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№34251316074263
КТ 0,2S/0,5
6
«Разрез»
разрез.
ф.С № 6370
Продолжение таблицы 2
123
ПС 110/6 кВ ТОЛ-СЭЩ-10-11
«Насосная» ф.А № 12002-14
1РУ 6 кВ Ф.3ф.С № 11973-14
Склад ВВ Ктт =300/5
КТ 0,5S
ПС 110/6 кВ ТОЛ-СЭЩ-10-11
«Насосная» ф.А № 11974-14
2РУ 6 кВф.С № 11982-14
Ф.4 Склад ВВ Ктт=300/5
КТ 0,5S
ПС 110/10/6кВТЛО-10
«Разрез»ф.А № 6122
3РУ-6кВ Ф-5.ф.С № 6108
Склад ВВКтт=200/5
КТ 0,5 S
ПС 110/10/6кВТЛО-10
«Разрез» ф.А № 6062
4РУ-6кВ Ф-6.ф.С № 6061
Угольный Ктт=200/5
разрезКТ 0,5S
ПС 110/10/6кВ ТЛО-10
«Разрез»ф.А № 6307
5РУ-6кВ Ф-15ф.С № 6328
УгольныйКтт=400/5
разрез КТ 0,5S
ПС 110/10/6кВ
ТЛО-10
РУ-6 кВ Ф-17
ф.А № 6316
Угольный
Ктт=400/5
КТ 0,5S
ПС 110/10/6кВ
«Разрез»
7 ЗРУ 6кВ Ф-18
Угольный разрез
ТЛО-10
ф.А № 6320
ПС 110/10/6кВ
«Разрез» ЗРУ
8 6кВ Фидер 22
Угольный разрез
ПС 110/35/6кВ
«Надаровская»
9Ввод Т-1 6кВ
ПС 110/35/6кВ
«Надаровская»
10Ввод Т-2 6кВ
=400/5
КТ 0,5S
ТЛО-10
ф.А № 6300
ф.С № 6311
Ктт=400/5
КТ 0,5S
ТПК-10
ф.А № 00327
ф.С № 00502
Ктт=1500/5
КТ 0,5
ТПК-10
ф.А № 00332
ф.С № 00326
Ктт=1500/5
КТ 0,5
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074285
0,2S/0,5
МИР КТ-51М,
зав. № 1607103
МИР РЧ- 02 зав. № 04003
Активная
Реактивная
Лист № 5
Всего листов 10
11
Ктн=35000:3/
12
ЗНОМ-35-65
ф.А, 1338423
ф.В 1190670
ф.С 1190754
ЗНОМ-35-65
ф.А №1190762
ф.В № 1190802
ф.С № 1190748
3
КТ 0,5
15
ТПЛМ-10
ф.А № 80098
ф.С № 80086
Ктт=50/5
КТ 0,5
НАМИ-10
ф.А,В,С № 637
Ктн=6000/100
КТ 0,5
МИР КТ-51М, зав. № 1607103
16
АБК
Ввод №1-
0,4 кВ
Т-0,66
ф.А № 09899
ф.С № 09906
ф.С № 09930
Ктт=200/5
КТ 0,5
-
МИР С-03.05 D -
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№39343716074267
КТ 0,5S/1
17
АБК
Ввод №2-
0,4 кВ
-
МИР С-03.05 D -
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№39343716074268
КТ 0,5S/1
-
Продолжение таблицы 2
123
ПС
Тяговая 1
№ 07-016979
ф.С
SB-08
110/35/6кВ
ф.А
«Надаровская»
ВЛ-35кВ
№ 07-016985
Ктт=300/5
КТ 0,5
4
ЗНОМ-35
ф.А № 1338423
ф.В № 1190670
ф.С № 1190754
5678
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074286
КТ 0,2S/0,5
ПС
Тяговая 2
№ 07-016980
ф.С
SB-08
110/35/6кВ
ф.А
«Надаровская»
ВЛ-35кВ
№ 07-016978
Ктт=300/5
КТ 0,5
100:
КТ 0,5
ЗНОМ-35-65
ф.А №1190762
ф.В №1190802
ф.С №1190748
Ктн=35000:3/100:
3
КТ 0,5
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074287
КТ 0,2S/0,5
ВЛ-35кВ
Юго-
SB-08
КТ 0,5
Ктн=35000:3/100:
3
КТ 0,5
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074288
КТ 0,2S/0,5
ВЛ-35кВ
Юго-
SB-08
ПС
110/35/6кВ
«Надаровская»
ф.А № 7016982
13ф.С № 7016984
Западная -
Ктт=300/5
Горная -
Центральная
ПС
110/35/6кВ
«Надаровская»
ф.А №
7016983
14ф.С № 7016981
Западная -
Ктт=300/5
Центральная
КТ 0,5
Ктн=35000:3/100:
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074289
КТ 0,2S/0,5
ПС
110/35/6кВ
«Надаровская»
ЗРУ 6 кВ
Ф-26 ст.
Лучегорск
МИР С-03.02Т-
ЕQTLBMN-RR-2TC-Н
№40282016074290
КТ 0,2S/0,5
Т-0,66
ф.А № 37206
ф.В № 48052
ф.С № 37966
Ктт=200/5
КТ 0,5
МИР РЧ- 02 зав. № 04003
Активная
Реактивная
Лист № 6
Всего листов 10
19
ООО
«Экомет-Т»
Ввод №1
ТМ-1 - 0,4 кВ
Т-0,66 УМЗ
ф.А № 639021
ф.В № 639022
ф.С № 639020
Ктт=2000/5
КТ 0,5S
-
МИР С-03.05 D -
ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№39343716074271
КТ 0,5S/1
20
ООО
«Экомет-Т»
Ввод №2
ТМ-2-- 0,4 кВ
Т-0,66 УМЗ
ф.А № 636932
ф.В № 636933
ф.С № 0636934
Ктт=2000/5
КТ 0,5S
-
МИР С-03.05 D -
ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№39343716074272
КТ 0,5S/1
21
ИП Зарянко
Т.Д.
(Лучегорский
Хлебозавод)-
0,4 кВ
ТТИ-40
ф.А № Е7771
ф.С № 7751
Ктт=300/5
КТ 0,5
-
МИР С-03.05 D -
ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№39343716074264
КТ 0,5S/1
22
ООО
«Тек Ко
ЛТД»-
0,4 кВ»
Т-0,66 М УЗ
ф.А № 021541
ф.В № 021542
ф.С № 021543
Ктт=200/5
КТ 0,5
-
МИР С-03.05 D -
ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№39343716074269
КТ 0,5S/1
23
ООО
«Алькор»-1-
0,4 кВ
ТТИ-30
ф.А № 135440
ф.В № 135428
ф.С № 135430
Ктт=200/5
КТ 0,5
-
МИР С-03.05 D -
ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№39343716074266
КТ 0,5S/1
24
ООО
«Алькор»-2-
0,4 кВ
ТТИ-30
ф.А № S17048
ф.В № S17043
ф.С № S17045
Ктт=200/5
КТ 0,5
-
МИР С-03.05 D -
ЕQTLBMN-RG-1Т-Н
№39343716074265
КТ 0,5S/1
-
45678
18
Продолжение таблицы 2
123
Т-0,66 М УЗ
ИПф.А № 470682
Ермоленко ф.В № 470676
И.В. - 0,4 кВ ф.С № 470679
Ктт=300/5
КТ 0,5
МИР С-03.05 D -
ЕQTLBMN-RG-
-1Т-Н
№39343716074270
КТ 0,5S/1
МИР РЧ- 02 зав. № 04003
Активная
Реактивная
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК)
при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации
(параметры сети: напряжение (0,9-1,1), ток (0,01-1,2) Iном для ИК №1-15,19,20 и ток (0,05-1,2)
Iном для ИК №16-18,21-24; 0,5 инд.
≤
cos φ
≤
0,8 емк; допускаемая температура окружающей
среды для трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков
электрической энергии от минус 40 до плюс 55
°
С, для контроллера от минус 40 до 55 °С
и сервера от 10 до 30 °С) приведены в таблице 3.Температура воздуха в местах расположения
счетчиков от 10 до 30 °С.
Лист № 7
Всего листов 10
d
1(2)%
,
I
1(2) %
£
I
изм
< I
5 %
d
5 %
,
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
d
100 %
,
I
100 %
£
I
изм
< I
120 %
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала
АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии рабочих условиях
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении
Номерактивной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях, %
ИК
Коэффициент
мощности cosφ
d
20 %
,
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
1-8 0,5
0,8
1
9-150,5
0,8
1
16-18, 0,5
21-24 0,8
1
19,200,5
0,8
1
АРА
±5,4 ±2,8 ±3,0
±2,9 ±4,5 ±1,6
±1,8 Не норм ±1,1
±5,4 ±2,5 ±2,9
±2,8 ±4,4 ±1,6
±1,8 Не норм ±1,1
--±5,4
--±2,8
--±1,7
±2,2±1,9±1,4
±1,6±2,2±0,9
±1,4 Не норм±0,7
РА
±1,7 ±2,2
±2,74 ±1,3
Не норм ±0,9
±1,5 ±2,2
±2,4 ±1,2
Не норм ±0,9
±2,6 ±2,7
±4,4 ±1,5
Не норм ±1,0
±1,3 ±0,9
±1,7 ±0,7
Не норм ±0,6
РАР
±1,2 ±2,2 ±1,4
±2,0 ±1,3 ±2,0
Не норм ±1,0 Не норм
±1,2 ±2,2 ±1,2
±1,9 ±1,2 ±1,9
Не норм ±0,9 Не норм
±1,6 ±1,9 ±1,3
±2,4 ±1,1 ±1,8
Не норм ±0,8 Не норм
±1,1 ±0,9 ±1,1
±1,2 ±0,7 ±1,2
Не норм±0,6Не норм
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала
при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение
(0,98-1,02) Uном; ток (0,01-1,2) Iном для ИК №1-15,19, 20 и ток (0,05-1,2) Iном для ИК №16-18,
21-24; cosφ=0,9 инд; температура окружающей среды (20
±
5)
°
С приведены в таблице 4.
d
1(2)%
,
I
1(2) %
£
I
изм
< I
5 %
d
5 %
,
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
d
100 %
,
I
100 %
£
I
изм
< I
120 %
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного
канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при
Номер ИКизмерении активной (реактивной) электрической энергии, %
Коэффициент
мощности сosφ
d
20 %
,
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
1-8 0,5
0,8
1
9-150,5
0,8
1
16-18, 0,5
21-24 0,8
1
19,200,5
0,8
1
АРА
±5,4 ±2,8 ±3,0
±2,9 ±4,5 ±1,6
±1,8 Не норм ±1,1
±5,4 ±2,6 ±3,0
±2,9 ±4,5 ±1,6
±1,8 Не норм ±1,1
--±5,4
--±2,9
--±1,8
±2,3±2,8±1,7
±1,7±3,1±1,1
±1,5 Не норм±0,9
РА
±1,7 ±2,2
±2,7 ±1,3
Не норм ±0,9
±1,6 ±2,2
±2,5 ±1,3
Не норм ±1,0
±3,3 ±2,8
±4,9 ±1,6
Не норм ±1,1
±2,4 ±1,2
±2,8 ±0,9
Не норм ±0,8
РАР
±1,4 ±2,2 ±1,4
±2,0 ±1,3 ±2,0
Не норм ±1,0 Не норм
±1,4 ±2,2 ±1,4
±2,0 ±1,3 ±2,0
Не норм ±1,0 Не норм
±2,6 ±2,1 ±2,4
±3,2 ±1,3 ±2,8
Не норм ±1,4 Не норм
±2,3 ±1,2 ±2,3
±2,5 ±0,9 ±2,5
Не норм±1,4Не норм
Лист № 8
Всего листов 10
Надежность применяемых в системе компонентов:
электросчётчик МИР С-03
- среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч,
- средний срок службы не менее 30 лет,
сервер
- среднее время наработки на отказ не менее 1 700 000 ч,
контроллер МИР КТ-51М
- среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,
- средний срок службы не менее 12 лет,
радиочасы МИР РЧ-02
- среднее время наработки на отказ не менее 55 000 ч,
- средний срок службы не менее 12 лет.
- время готовности радиочасов к работе после включения напряжения питания (“холодный
старт”) не более 5 минут.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломби-
рования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими
пломбами;
- наличие защиты на программном уровне- возможность установки многоуровневых паролей на
счетчиках, контроллере и сервере;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию
пользователей и эксплуатационного персонала;
- передача данных по электронной почте с электронной подписью XML 80020,
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчике (функция автоматизирована);
- контроллер (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии МИР - время хранения срезов мощности-128 суток;
-контроллер - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому
каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу не менее 45 суток
и при отключении питания не менее 5 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений
не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные
каналы и на комплектующие средства.
Лист № 9
Всего листов 10
Количество
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента системы
Номер в Гос.реестре
средств измерений
3
13 шт.
2 шт.
9 шт.
4 шт.
14 шт.
4 шт.
8 шт.
2 шт.
3 шт.
3 шт.
3 шт.
15 шт.
3 шт.
1 шт.
2 шт.
3 шт.
1 шт.
6 шт.
2 шт.
1 шт.
1 шт.
3 шт.
1 шт.
12
Счетчик электрической энергии трехфазный электронный
МИР С-03, модификации :
МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN-RR-2TC-Н, КТ 0,2S/0,542459-12
МИР С-03.02Т-ЕQTLBMN- RG-1Т-Н, 0,2S/0,5
МИР С-03.05D-ЕQTLBMN-RG-1Т-Н, КТ 0,5S/1
Трансформатор тока ТОЛ СЭЩ-10-11, КТ 0,532139-11
Трансформатор тока ТЛО-10 , КТ 0,5S25433-11
Трансформатор тока ТПК-10, КТ 0,2S22944-13
Трансформатор тока SВ -0.8 , КТ 0,555006-13
Трансформатор тока ТПЛМ-10, КТ 0,5 S 2363-68
Трансформатор тока ТТИ-0,66, КТ 0,5S28139-12
Трансформатор тока ТТИ-30, КТ 0,5
28139-12
Трансформатор тока ТТИ-40, КТ 0,5
28139-12
Трансформатор тока Т-066, КТ 0,522656-07
Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,5 58386-14
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66, КТ 0,5 2611-70
Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5 51199-12
Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,5 57274-14
Трансформатор напряжения НОМ-6-77 УХЛ4, КТ 0,5 17158-98
Трансформатор напряжения ЗНОМ -35-65, КТ 0,5 912-07
Контроллер МИР-КТ-51М
38099-10
Сервер сбора и хранения БД типа HP ProLiant DL380 G7
Устройство синхронизации системного времени -46656-11
радиочасы МИР РЧ-02
Автоматизированное рабочее место -
Программное обеспечение ПК "Учет энергоресурсов» -
Наименование документации
Методика поверки МП 4222-01-2724070454-2016 -
Формуляр ФО 4222-01-2724070454-2016 -
1экз.
1экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-01-2724070454-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «Лучегорский
угольный разрез». Методика поверки, утвержденному ФБУ "Самарский ЦСМ" 18.11.2016 г.
Основные средства поверки- по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.
- счетчики электрической энергии трехфазные электронные МИР С-03 в соответствии с
документом «Счетчики электрической энергии трехфазные электронные МИР С-03». Методика
поверки. М08.112.00.000 МП», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» июле 2012 г.
- контроллер МИР КТ-51М в соответствии с документом «Контроллер МИР КТ-51М.
Методика поверки». М07.111.00.000 МП, согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Омский ЦСМ» 24
декабря 2009 г.
- радиочасы МИР РЧ-02 в соответствии сдокументом«Радиочасы МИР РЧ-02».
Методика поверки». М 09.117.00.000 МП;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12.
Лист № 10
Всего листов 10
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие
определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии
с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка
проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства
о поверке».
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии с использова-
нием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта
электрической энергии АО «Лучегорский угольный разрез», МВИ 4222-01-2724070454-2016.
Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство
об аттестации № 147/RA.RU 311290/2015/2016 от 07.11.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектрическойэнергии
АО «Лучегорский угольный разрез»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2 S и 0,5 S
ГОСТ31819.23-2012.Аппаратурадляизмеренияэлектрическойэнергии
переменного тока. Частные требования. Часть 23.Статические счетчики реактивной энергии.
(IЕС 62053-23:2003, MOD)
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Электротехнические системы» (ООО «ЭТС»)
ИНН 2724070454
Адрес: 680014, г. Хабаровск, пер. Гаражный, 30А
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии
и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса,134
Телефон: (846) 3360827
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 83854-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) "Южноуральской ГРЭС-2" Блок № 2 | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир | 4 года | Перейти |
| 50161-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Районная" для энергоснабжения ОАО "Монострой" и ФГУП "РТРС" | Нет данных | ООО "Росэнергосервис", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 60599-15 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 370 на ППСН "Субханкулово" | Нет данных | Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 38865-09 | Счетчики электрической энергии трехфазные статические | СТЭБ-04Н-3Р | ЗАО "Радио и Микроэлектроника" (РиМ), г.Новосибирск | 10 лет | Перейти |
| 43031-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ "Пимская" - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ "Пимская" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений