| Номер в госреестре | 68421-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Дюккерхофф Коркино Цемент" – II очередь |
| Изготовитель | ООО "Центр энерготехнологий ТЭС", г.Волгоград |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Дюккерхофф Коркино Цемент" - II очередь (далее -АИИС КУЭ), 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.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; периодический (не реже 1 раза 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 несанкционированного доступа;
передача результатов измерений в организации-участники 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ); передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-01, ГОСТ 7746-15 , многофункциональные счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК (регистрационный номер 64450-16) класса точности (КТ) 0,5S/1 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (4 точки измерения), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - CБД) типа Depo Race S с установленным серверным программным обеспечением КТС "Энергия+", устройство синхронизации времени (УСВ) выполненного на базе устройства сервисного УС-01 и GPS-приемника, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по беспроводному GSM/GPRS каналу (с использованием каналообразующей аппаратуры) поступает на сервер базы данных (СБД), где производится сбор, обработка и хранение результатов измерений.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в АО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. СОЕВ состоит из приемника меток времени GPS, устройства сервисного УС-01, сервера ИВК и счетчиков электроэнергии. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) и передает в устройство сервисное один раз в час. Синхронизация встроенных часов устройства сервисного происходит непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера ИВК и устройства сервисного производится не реже двух раз в сутки. Синхронизация часов сервера ИВК и устройства сервисного осуществляется независимо от показаний часов сервера ИВК и устройства сервисного.
Сравнение показаний часов счетчика ИИК и сервера ИВК происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчика ИИК осуществляется независимо от расхождения с временем сервера ИВК.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчиков и СБД.
В АИИС КУЭ на уровне ИВК используется программное обеспечение (далее- ПО) КТС "Энергия+".
Идентификационные данные (признаки) метрологически значимых модулей ПО приведены в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) | ПО |
| Идентификационные признаки | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | kerne16.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v.6.5 |
| Цифровой идентификатор ПО | 35BFFAA209E251513 773DFC0C7EFA720 |
| Идентификационное наименование ПО | Writer.exe |
| 1 | 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v.6.5 |
| Цифровой идентификатор ПО | 87AF3E265C87891D3B6E2CAD3CF556FB |
| Идентификационное наименование ПО | IcServ.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v.6.5 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9F1FA0529A198BF951B9063ED427EFE2 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты ПО 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 фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
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
| Номер измерительного канала | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Сервер | В О У | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 25 | ПС №5, яч. 6 кВ №3 | ТОЛ-10 КТ 0,5 100/5 Рег. № 7069-07 | ЗНОЛ КТ 0,5 6000/V3 / 100/V3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | Depo Race S | УС-01 с GPS-приемником | Активная/Реактивная |
| 26 | ПС №5, яч. 6 кВ №28 | ТОЛ-10 КТ 0,5 100/5 Рег. № 7069-07 | ЗНОЛ КТ 0,5 6000/V3 / 100/V3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |||
| 27 | ПС №7, яч. 6 кВ №3 | ТОЛ КТ 0,5S 100/5 Рег. № 47959-16 | ЗНОЛ КТ 0,5 6000/V3 / 100/V3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |||
| 28 | ПС №7, яч. 6 кВ №28 | ТОЛ КТ 0,5S 100/5 Рег. № 47959-16 | ЗНОЛ КТ 0,5 6000/V3 / 100/V3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |||
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) ^ом, ток (0,01-1,2) !ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк, допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С, сервера от 10 до 30 °С) приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от 5 до 35 °С.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации_
| Номер измерительного канала | <и К ~ S ° £ ° X СП | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ, (±) 5, % | |||
| 51(2)%, Ii(2)£ I изм< I 5 % | 5 5 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 520 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 5100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 25 ,26 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0^ | 1,0 | - | 2,2 | 1,7 | 1,5 |
| 0,9 | - | 2,6 | 1,8 | 1,7 | |
| 0,8 | - | 3,2 | 2,1 | 1,8 | |
| 0,7 | - | 3,8 | 2,4 | 2,0 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,6 | |
| 27 ,28 rr-0,5S; ТН-0,5; Сч-0^ | 1,0 | 2,3 | 1,7 | 1,5 | 1,5 |
| 0,9 | 2,6 | 1,9 | 1,7 | 1,7 | |
| 0,8 | 3,0 | 2,1 | 1,8 | 1,8 | |
| 0,7 | 3,5 | 2,5 | 2,0 | 2,0 | |
| 0,5 | 5,1 | 3,4 | 2,6 | 2,6 | |
| Номер измерительного канала | К ^ S 8 S 8 X СП | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ, (±) 5, % | |||
| 51(2)%, Ii(2)£ I изм< I 5 % | 5 5 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 520 %, I20 %£ I изм< I 100 % | 5100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 25, 26 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | 7,5 | 4,8 | 4,2 |
| 0,8 | - | 5,7 | 4,1 | 3,8 | |
| 0,7 | - | 5,0 | 3,8 | 3,6 | |
| 0,5 | - | 4,2 | 3,5 | 3,4 | |
| 27, 28 rr-0,5S; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | 6,8 | 5,2 | 4,2 | 4,2 |
| 0,8 | 5,3 | 4,5 | 3,8 | 3,8 | |
| 0,7 | 4,7 | 4,1 | 3,6 | 3,6 | |
| 0,5 | 3,9 | 3,6 | 3,4 | 3,4 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Шом, ток (0,01-1,2) Ьюм, 0,5 инд .<cos ф<0,8 емк, температура окружающей среды (23 ± 2) °С приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации_
| Номер измерительного канала | К ^ S о X СП | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ, (±) 5,% | |||
| §1(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 % | §5 %, I5 %£ I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | §100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 25 ,26 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0^ | 1,0 | - | 1,8 | 1,2 | 1,0 |
| 0,9 | - | 2,4 | 1,4 | 1,1 | |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,3 | |
| 0,7 | - | 3,6 | 2,0 | 1,6 | |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,8 | 2,3 | |
| 27 ,28 TT-0,5S; ТН-0,5; Сч-0^ | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,9 | 2,3 | 1,4 | 1,1 | 1,1 | |
| 0,8 | 2,7 | 1,7 | 1,3 | 1,3 | |
| 0,7 | 3,3 | 2,1 | 1,6 | 1,6 | |
| 0,5 | 4,9 | 3,1 | 2,3 | 2,3 | |
| Номер измерительного канала | <и К ~ 2 ° £ ° X СП | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ, (±) 5, % | |||
| 51(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 % | §5 %, I5 %£ I изм< I 20 % | §20 %, I20 %£ I изм< I 100 % | §100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 25, 26 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | 6,6 | 3,6 | 2,7 |
| 0,8 | - | 4,6 | 2,6 | 2,1 | |
| 0,7 | - | 3,7 | 2,2 | 1,8 | |
| 0,5 | - | 2,8 | 1,8 | 1,5 | |
| 27, 28 rr-0,5S; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | 5,8 | 3,8 | 2,7 | 2,7 |
| 0,8 | 4,1 | 2,8 | 2,1 | 2,1 | |
| 0,7 | 3,3 | 2,4 | 1,8 | 1,8 | |
| 0,5 | 2,5 | 1,9 | 1,5 | 1,5 | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
Электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05МК
среднее время наработки на отказ не менее 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 2 ч;
Сервер
среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;
GSM модем
среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках и сервере;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий: фактов параметрирования счетчика; фактов пропадания напряжения; фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчике (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях составляет 113,7 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 4,5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество | |
| 1 | 2 | 3 | |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК .12, КТ 0,5S/1,0 | 4 шт. | |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10, КТ 0,5 | 4 шт. | |
| Трансформатор тока | ТОЛ ( модификация ТОЛ-10-11.2-2), КТ 0,5S | 4 шт. | |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ ( модификация ЗНОЛ.06.4-6), КТ 0,5 | 12 шт. | |
| Сервер сбора и хранения БД | Depo Rase S | 1шт. | |
| Устройство сервисное (охранный таймер) | УС-01 | 1шт. | |
| Приемник меток времени GPS | НЕКМ. 426479.011 | 1шт. | |
| Модем сотовый стандарта GSM | Siemens TC35i | 1шт. | |
| Модем сотовый стандарта GSM | IRZ ATM2-485 | 2шт. | |
| Коммутатор | 3Com 3C16470 | 1шт. | |
| Документации | |||
| Методика поверки | МП 4222-02-3443124794-2017 | 1экз. | |
| Формуляр | ФО 4222-02-3443124794-2017 | 1экз. | |
осуществляется по документу МП 4222-02-3443124794-2017 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Дюккерхофф Коркино Цемент" - II очередь. Методика поверки, утвержденному ФБУ "Самарский ЦСМ" 25.05.2017 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 многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167 РЭ1 "Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки", утвержденному ФБУ "Нижегородский ЦСМ" 28 апреля 2016 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- мультиметр "Ресурс-ПЭ-5", регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12;
- вольтамперфазометр "Парма ВАФ-А", регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10.
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 в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
приведены в документе - "Методика (методы) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Дюккерхофф Коркино Цемент" - II очередь.
МВИ 4222-02-3443124794-2017. Методика аттестована ФБУ "Самарский ЦСМ" в соответствии с требованиями Приказа Минпромторга РФ от 15.12.2015 г № 4091. Свидетельство
об аттестации № 208 RA.RU. 311290/2015/2017 от 27.04.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Дюккерхофф Коркино Цемент” - II очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. 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
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ГЕС 62053-23:2003, MOD)
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
