Номер по Госреестру СИ: 76126-19
76126-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "БМК" в г. Белгороде
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
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.
Программное обеспечение
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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены 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 и технические документы
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
Поверка
Поверкаосуществляется 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.
Изготовитель
Акционерное общество «Белгородский молочный комбинат» (АО «БМК»)
ИНН 3124011000
Адрес: 308032, г. Белгород, ул. Привольная, д.5
Телефон: +7 (4722) 20-07-70
Факс: +7 (4722) 35-95-12
Web-сайт: bg-moloko.ru
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика»
(ООО «Стройэнергетика»)
Адрес: 129337, г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20, стр. 1, комн. 4
Телефон: +7 (926) 786-90-40
E-mail: Stroyenergetika@gmail. com
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail: gd.spetcenergo@gmail.com
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) «АльфаЦЕНТР».
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 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 |
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
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэне ргии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешн ость, % |
Погрешность в рабочих усло-виях,% | |||
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 |
Продолжение таблицы 2
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=0,054ном 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.
Лист № 5 Всего листов 8 Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
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, оС |
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 о 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).