| Номер в госреестре | 68864-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Магна Автомотив Рус" |
| Изготовитель | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Магна Автомотив Рус» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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, 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 поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.
На верхнем - втором уровне системы выполняются сбор и обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется ИВК АИИС КУЭ по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭП. ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИВК и ИИК. В качестве первичного эталонного источника календарного времени используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет по протоколу NTP. Тайм-сервер работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. Корректировка часов ИВК осуществляется при расхождении часов ИВК и часов NTP - сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» на ±2 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПО «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о К | Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК | ||||||
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ТП 6 кВ АО | ТЛП-10 | ЗНОЛП-6 | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1 ,0 | ±3,4 | ||
| 1 | «Магна Автомотив Рус», РУ-6 кВ, яч.1 | Кл. т. 0,5S 500/5 | Кл. т. 0,2 6000V3/100V3 | - | реактивная | ±2,6 | ±5,7 | |
| РП-16 6 кВ, РУ-6 | ТПЛ-10 | НАМИТ-10 | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1 ,2 | ±3,3 | ||
| 2 | кВ, 1СШ 6 кВ, яч.169 | Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,5 6000/100 | - | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | |
| 3 | РП-16 6 кВ, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.1610 | ТПЛМ-10 ТПЛ-10 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05МК | активная | ±1 ,2 | ±3,3 | |
| Кл. т. 0,5 200/5 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | ||||
| 4 | РУ-10 кВ «Цех литья», 1СШ 10 кВ, | ARM3/N2F Кл. т. 0,5 | ЗН0ЛП-10 VRQ2n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1 ,2 | ±3,3 | |
| яч.1 | 100/5 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | ||||
| 5 | РУ-10 кВ «Цех литья», 2СШ 10 кВ, | ARM3/N2F Кл. т. 0,5 | ЗН0ЛП-10 VRQ2n/S2 Кл. т. 0,5 10000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1 ,2 | ±3,3 | |
| яч.5 | 100/5 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | ||||
| 6 | ТП-332 «Г» 6 кВ, РУ-0,4 кВ, яч.ф.4.2 | ТТН Кл. т. 0,5S 100/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1 ,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
| 7 | ТП-332 «Г» 6 кВ, РУ-0,4 кВ, яч.ф.8.2 | ТТН Кл. т. 0,5 100/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1 ,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 8 | ТП-332 «Г» 6 кВ, РУ-0,4 кВ, яч.ф.7.1 | ТОП М-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 150/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
| РТП «Магна» 6 кВ, | активная | ±1,1 | ±4,9 | |||||
| 9 | РУ-0,4 кВ, ГРЩ-5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | ||||||
| яч. ОК , О ^ о ,4 О 0, О | Кл. т. 1,0/2,0 | реактивная | ±2,4 | ±11,1 | ||||
| 10 | КТП ДПР «Технопласт» 27,5 | ТОП М-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 150/5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | активная | ±1,0 | ±4,1 | ||
| кВ, РУ-0,4 кВ, яч. ф. «Дилижанс» | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,4 | ±7,1 | ||||
| 11 | КТП ДПР «Технопласт» 27,5 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | активная | ±1,0 | ±4,1 | ||
| кВ, ТСН-1, РУ-0,4 кВ, яч.ф.«УЗП» | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,4 | ±7,1 | ||||
| 12 | КТП ДПР «Технопласт» 27,5 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | активная | ±1,0 | ±4,1 | ||
| кВ, ТСН-2, РУ-0,4 кВ, яч.ф.«Переезд» | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,4 | ±7,1 | ||||
| 13 | ТП 322 Б/2 6 кВ, | ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5S 200/5 | ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл. т. 0,2 6000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК | активная | ±1,0 | ±4,2 | |
| РУ-6 кВ, яч.ввод | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,6 | ±7,1 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 от 0 до плюс 40 °C; для ИК № 9, 10, 11, 12, 13 от минус 40 до плюс 60 °
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена измерительных компонентов оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 13 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 (5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться 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 сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Магна Автомотив Рус» типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 30709-11 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2363-68 | 1 |
| Трансформатор тока | ARM3/N2F | 18842-09 | 6 |
| Трансформатор тока | ТТН | 58465-14 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОП М-0,66 У3 | 59924-15 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 52667-13 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6 | 46738-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 16687-13 | 2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗН0ЛП-10 | 46738-11 | 2 |
| Трансформатор напряжения | VRQ2n/S2 | 23215-06 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-6 | 51676-12 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК | 64450-16 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК | 50460-12 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК.04 | 64450-16 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТM.05MК.20 | 64450-16 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-239-2017 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-239-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Магна Автомотив Рус». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 17 августа 2017 г. Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.04 - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.20 - по документу ИГЛШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной-информационно измерительной коммерческого электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Магна Автомотив Рус», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Магна Автомотив Рус»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
