| Номер в госреестре | 88829-23 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Группа Черкизово" по предприятию ООО "Компас Фудс" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Рустех" (ООО "Рустех"), г. Иваново |
| Год регистрации | 2023 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Группа Черкизово» по предприятию ООО «Компас Фудс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений 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 распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер на базе закрытой облачной системы VMware (сервер), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением
11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 002, указывается в формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на тыльной стороне сервера БД уровня ИВК типографическим способом.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2.0» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
| Идентификационное наименование ПО | Binary Pack Con- trols.dll | Check Data Integ- rity.dll | Coml ECFunc- tions.dll | ComMod- busFunc- tions.dll | Com StdFunc- tions.dll | DateTime- Pro- cessing.dll | Safe Values DataUp- date.dll | Simple Verify Data Sta- tuses.dll | Summary Check CRC.dll | Values DataProc essing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 10.3.1 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB1 5476 | E021CF 9C974D D7EA91 219B4D 4754D5 C7 | BE77C56 55C4F19F 89A1B412 63A16CE 27 | AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC9 17 | EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 | D1C26A2 F55C7FEC FF5CAF8 B1C056F A4D | B6740D34 19A3BC1 A4276386 0BB6FC8 AB | 61C1445 BB04C7 F9BB42 44D4A0 85C6A3 9 | EFCC55E 91291DA 6F805979 32364430 D5 | 013E6FE 1081A4 CF0C2D E95F1B B6EE64 5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| № ИК | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ | Сервер | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УССВ ИВК | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ Г люкозная, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.2, КЛ 10 кВ ф.МТ-10, ввод №1 | ТОЛ-НТЗ кл.т 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 69606-17 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 51644-12 | VMware |
| 2 | ПС 110 кВ Г люкозная, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.39, КЛ 10 кВ ф.МТ-10, ввод №2 | ТОЛ-НТЗ кл.т 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 69606-17 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | ||
| Примечания 1. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная. | ||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм^ 20 % | I20 %<!изм<!100% | I100 %<!изм<!120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 2,1 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,8 | 2,7 | 1,7 | 1,3 | 1,3 | |
| 0,5 | 4,9 | 3,1 | 2,3 | 2,3 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| Ь% < I изм< I 5 % | % 20 I < а <I % I5 | I20 %<!изм<!100% | I100 ^е^Тизм^т^е | ||
| 1-2 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,1 | 2,8 | 2,1 | 2,1 |
| 0,5 | 2,7 | 1,8 | 1,5 | 1,5 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погр< измерении активной электрической энергии в рабочих атации (±5), %, при доверительной вероятности, | ешности ИК при условиях эксплу-равной 0,95 | ||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% < I изм< I 5 % | % I < а <I % I5 | I20 %<!изм<!100% | I100 ^е^Тизм^т^е | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 2,4 | 1,7 | 1,6 | 1,6 |
| 0,8 | 3,0 | 2,1 | 1,8 | 1,8 | |
| 0,5 | 5,1 | 3,4 | 2,6 | 2,6 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I2% < I изм< I 5 % | % I < а <I % I5 | I20 %<!изм<!100% | I100 ^^изм^Ш^е | ||
| 1-2 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 5,1 | 4,1 | 3,7 | 3,7 |
| 0,5 | 4,0 | 3,5 | 3,3 | 3,3 | |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Л), с | |||||
| Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для соБф=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 5ц2)%р и 52%q для COSф<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии | от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
| Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера, УССВ ИВК | от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +18 до +24 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ ИВК Устройство синхронизации времени УСВ-3: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 45000 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и 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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | VMware | 1 |
| Формуляр | РТ.7731411714.424179.62 ПФ | 1 экз. |
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Группа Черкизово» по предприятию ООО «Компас Фудс», аттестованном ООО «ЭнерТест», регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311723.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
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 | 17.11.2024 |
