| Номер в госреестре | 80192-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Брянский молочный комбинат" |
| Изготовитель | Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Брянский молочный комбинат» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - 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 по тексту - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), устройство синхронизации времени УСВ -3 (далее по тексту - УСВ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «Пирамида 2000» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее по тексту - 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 посредством каналообразующей аппаратуры поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet с использованием электронной подписи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ).
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов счетчиков. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, 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 «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета CalcClients.dll | не ниже 1.0.0.0 | E55712D0B1B219065D 63DA949114DAE4 | |
| Модуль расчета небаланса энергии/мощности CalcLeakage.dll | не ниже 1.0.0.0 | B1959FF70BE1EB17C8 3F7B0F6D4A132F | MD5 |
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и тран сф орматорах CalcLosses.dll | не ниже 1.0.0.0 | D79874D10FC2B156A0 FDC27E1CA480AC |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений Metrology.dll | не ниже 1.0.0.0 | 52E28D7B608799BB3C CEA41B548D2C83 | |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе ParseBin.dll | не ниже 1.0.0.0 | 6F557F885B737261328 CD77805BD1BA7 | |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК ParseIEC.dll | не ниже 1.0.0.0 | 48E73A9283D1E66494 521F63D00B0D9F | |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus ParseModbus.dll | не ниже 1.0.0.0 | C391D64271ACF4055B B2A4D3FE1F8F48 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида ParsePiramida.dll | не ниже 1.0.0.0 | ECF532935CA1A3FD3 215049AF1FD979F | |
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации SynchroNSI.dll | не ниже 1.0.0.0 | 5 3 0D9B0126F7 CDC23E CD814C4EB7CA09 | |
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени VerifyTime.dll | не ниже 1.0.0.0 | 1EA5429B261FB0E288 4F5B356A1D1E75 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики_
| о, е ем о оН | Измерительные компоненты | Вид электроэне ргии | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Наименование ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УСВ/ Сервер | Основная погрешно сть, % | Погрешность в рабочих условиях, % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | РП-15 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, Ф.601 6 кВ | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47958-16 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| 2 | РП-15 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ф.602 6 кВ | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47958-16 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 / Dell PowerEdge R640 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 3 | РП-15 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ф.605 6 кВ | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | РП-15 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ф.606 6 кВ | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 / Dell PowerEdge R640 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 5 | РП-15 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ф.604 6 кВ | ТПЛ-10с Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 29390-10 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, 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 соБф = 0,8 инд 1=0,05 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 5 от 0 до плюс 40 °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. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов. 7. 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. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3. Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: Параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности СОБф - температура окружающей среды, оС | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: Параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС - температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, оС - температура окружающей среды в месте расположения УСВ, оС | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5инд до 0,8емк от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -40 до +55 от +10 до +30 от -25 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 150000 2 45000 2 70000 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 85 30 3,5 |
| Надежность системных решений: - защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с бесперебойного питания; | помощью источника |
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:
- изменения значений результатов измерений;
- изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счётчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Брянский молочный комбинат» типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ_
| Наименование | Тип/ Обозначение | Количество, шт./ Экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10с | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | Меркурий 230 ART -00 PQRSIGDN | 5 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | Dell PowerEdge R640 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Методика поверки | МП СМО-1707-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.781 ПФ | 1 |
осуществляется по документу МП СМО-1707-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Брянский молочный комбинат». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 17.07.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформатров напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- счетчиков Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN (Рег. № 23345-07) - по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счётчики электрической энрегии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», с изменением №1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 февраля 2018 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ -3 (рег. № 64242-16) - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ -3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор -3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр ТПУ-01, Рег. № 28134-12;
- термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.
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) ОАО «Брянский молочный комбинат», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Брянский молочный комбинат»
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 | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
