| Номер в госреестре | 76126-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "БМК" в г. Белгороде |
| Изготовитель | АО "Белгородский молочный комбинат", г.Белгород |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БМК» в г. Белгороде (далее - 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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - Счетчики), 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 (далее - ИВК) АО «БМК» в г. Белгороде, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени и программное обеспечение (далее - ПО) «Альф аТ ЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
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 сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. Эталонным источником системного времени АИИС КУЭ является тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер). Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) 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).
Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и тайм-сервера более чем на ±2 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
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 «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | Ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэне ргии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешн ость, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | РП-31 6кВ, РУ-6кВ, яч.4 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05.МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,5 ±6,0 |
| 2 | РП-31 6кВ, РУ-6кВ, яч.6 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05.МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,5 ±6,0 |
| 3 | РП-31 6кВ, РУ-6кВ, яч.7 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05.МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,5 ±6,0 |
| 4 | РП-31 6кВ, РУ-6кВ, яч.2 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05.МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,5 ±6,0 |
| 5 | РП-31 6кВ, РУ-6кВ, яч.11 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05.МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,5 ±6,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | РП-31 6кВ, РУ-6кВ, яч.9 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05.МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,5 ±6,0 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 | |||||||
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.
3. Погрешность в рабочих условиях указана cosj = 0,8 инд 1=0,05• 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № № 1 - 6 от минус 10 до плюс 30 °C.
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | 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 ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 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, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, | |
| оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05.МК.00 | 140000 |
| - 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 | 45 |
| 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;
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 АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Т ип/обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 12 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 У3 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05.МК.00 | 6 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | МП 066-2019 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 77148049.422222.151.ПФ | 1 |
осуществляется по документу МП 066-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БМК» в г. Белгороде. Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 19.07.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05.МК.00 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11.
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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БМК» в г. Белгороде», аттестованном
ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ)
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 | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
