Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НАО «Свеза» Верхняя Синячиха (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НАО «Свеза» Верхняя Синячиха (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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 — 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), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее — БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее — УСВ) типа УСВ-3 и программное обеспечение (далее — ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее — ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
ИВК предназначен для автоматизированного сбора, хранения и обработки результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов.
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 сервер БД по беспроводным (GSM/GPRS) каналам связи, 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.
Информационный обмен с инфраструктурными организациями и смежными субъектами оптового рынка электроэнергии (мощности) (далее — ОРЭМ) осуществляется сервером БД по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в формате xml-макетов. Передача информации в ПАК АО «АТС» происходит с использованием электронной цифровой подписи (далее — ЭЦП). Сервер БД также может производить прием, обработку, хранение и отображение информации и данных коммерческого учета электрической энергии и мощности, поступающих от АИИС КУЭ сторонних организаций утверждённого типа.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов счетчиков выполняется автоматически при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ±3 с.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на коммутационном шкафу, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.
Заводской номер АИИС КУЭ: 162
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение 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 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже | 12.07.0.0 |
| 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 — «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
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ ВСФК, ЗРУ-6 кВ, 1сш, яч.10, ввод 6 кВ Т-1 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1261-59 |
НОМ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УСВ-3 Рег. № 84823-22 | активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
| 2 | ПС 110 кВ ВСФК, ЗРУ-6 кВ, 2сш, яч.26, ввод 6 кВ Т-2 | ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1261-59 |
НОМ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
|
| 3 | ПС 110 кВ ВСФК, ЗРУ-6 кВ, 1сш, яч.7, ф.Синячиха-1 | ТПЛ
Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 47958-16 |
НОМ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,4
±5,8 |
|
| 4 | ПС 110 кВ ВСФК, ЗРУ-6 кВ, 2сш, яч.30, ф.Синячиха-2 | ТПЛ
Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 47958-16 |
НОМ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.12
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,4
±5,8 |
|
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | ПС 110 кВ ВСФК, ЗРУ-6 кВ, 1сш, яч.2, ф.Поселок-1 | ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2363-68 |
НОМ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УСВ-3 Рег. № 84823-22 | активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
| 6 | ПС 110 кВ ВСФК, ЗРУ-6 кВ, 1сш, яч.3, ф.Быт-1 | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59 |
НОМ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
|
| 7 | ПС 110 кВ ВСФК, ЗРУ-6 кВ, 1сш, яч.5, ф.ХПВ | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59 |
НОМ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
|
| 8 | ПС 110 кВ ВСФК, ЗРУ-6 кВ, 2сш, яч.23, ф.ЛХЗ | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59 |
НОМ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
|
| 9 | ПС 110 кВ ВСФК, ЗРУ-6 кВ, 2сш, яч.28, ф.Поселок-2 | ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2363-68 |
НОМ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная
реактивная |
±1,2
±2,8 |
±3,3
±5,7 |
|
| 10 | ТП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1сш, ф.Билайн-1 | — | — | Меркурий 234 ARTMX2-01
DPOBR.R Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 75755-19 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,4 |
±3,2
±6,4 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 11 | ТП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2сш, ф.Билайн-2 | — | — | Меркурий 234 ARTMX2-01
DPOBR.R Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 75755-19 |
УСВ-3 Рег. № 84823-22 | активная
реактивная |
±1,1
±2,4 |
±3,2
±6,4 |
| 12 | ТП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1сш, ф.Мегафон-1 | — | — | Меркурий 234
ART-01 PR Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 75755-19 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,4 |
±3,2
±6,4 |
|
| 13 | ТП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2сш, ф.Мегафон-2 | — | — | Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 23345-07 | активная
реактивная |
±1,1
±2,4 |
±3,2
±6,4 |
|
| 14 | ЩС-0,4 кВ БССС МТС, ввод 0,4 кВ | — | — | Меркурий 234 ARTMX2-01
DPOBR.R Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 75755-19 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,4 |
±3,2
±6,4 |
|
| 15 | ТП-10 6 кВ, ЩУ-1 0,4кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону БССС Мотив | — | — | Меркурий 236 ART-01 PQRS
Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 47560-11 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,4 |
±3,2
±6,4 |
|
| 16 | КТП 6 кВ №1 ст.Бабушкино, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ
Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 28139-07 |
— | ПСЧ.4ТМ.06Т.05.0 0.00
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 82640-21 |
активная
реактивная |
±1,0
±2,4 |
±3,2
±5,6 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 17 | КТП 6 кВ №2 ст.Бабушкино, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ
Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 28139-07 |
— | ПСЧ.4ТМ.06Т.05.0 0.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 82640-21 | УСВ-3 Рег. № 84823-22 | активная
реактивная |
±1,0
±2,4 |
±3,2
±5,6 |
| 18 | ТП-24 6 кВ Водозабор, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТН-Ш
Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 41260-09 |
— | ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная
реактивная |
±1,0
±2,4 |
±3,2
±5,6 |
|
| 19 | ТП-24 6 кВ Водозабор, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТН-Ш
Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 41260-09 |
— | ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
активная
реактивная |
±1,0
±2,4 |
±3,2
±5,6 |
|
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), 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 для cos9 = 0,8 инд, 1=0,02 (0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-19 от 0 °C до +40 °C. 4 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. 5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. 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 |
| Количество ИК | 19 |
| 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 cos9 | 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 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, оС | от -40 до +35 |
| — температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС | от 0 до +40 |
| — температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
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
Счетчики: — тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, |
113 |
| сут, не менее | 45 |
| — при отключении питания, лет, не менее
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 счетчика:
— параметрирования;
— отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
— коррекции времени в счетчике с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика;
— результат самодиагностики;
— перерывы питания;
— журнал ИВК:
— параметрирования;
— коррекции времени в счетчиках, сервере с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств;
— сбой, перерыв питания.
Защищённость применяемых компонентов:
— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
— счетчика;
— промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
— испытательной коробки;
— сервера;
— защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
— счетчика;
— сервера.
Возможность коррекции времени в:
— счетчиках (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 титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТТИ | 6 |
| Трансформатор тока | ТТН-Ш | 6 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.О5М.12 | 7 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.О5МК.12 | 2 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 234 ARTMX2-01 dpobr.r | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 234 Art-01 pr | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 230 ART-01 pqrsin | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 236 ART-01 pqrs | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ.4ТМ.О6Т.О5.ОО.ОО | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.О5М.16 | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ЕГ-01.162.ПФ | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НАО «Свеза» Верхняя Синячиха, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва. Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений RA.RU.312236.
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ГОСТ Р 59793-2021 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
