Номер по Госреестру СИ: 89294-23
89294-23 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "СВЕЗА Уральский"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "СВЕЗА Уральский" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "СВЕЗА Уральский"
Рисунок № 1
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО "АльфаЦЕНТР". Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - "высокий" в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные |
Значение |
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
не ниже 12.1 |
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе "Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "СВЕЗА Уральский". МВИ 26.51.43/02/23, аттестованной ФБУ "Самарский ЦСМ". Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия";
ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
Правообладатель
Общество с ограниченной ответственностью "СВЕЗА Уральский" (ООО "СВЕЗА Уральский")
ИНН 5942005010
Юридический адрес: 617005, Пермский край, Нытвенский р-н, РП Уральский, ул. Московская, влд. 1А
Телефон: 8 (34272) 95-4-41
web-сайт: http://www.sveza-pfk.ru
E-mail: info.pfk@sveza.com
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью "СВЕЗА Уральский" (ООО "СВЕЗА Уральский")ИНН 5942005010
Адрес: 617005, Пермский край, Нытвенский р-н, РП Уральский,
ул. Московская, влд. 1А
Телефон: 8 (34272) 95-4-41
web-сайт: http://www.sveza-pfk.ru
E-mail: info.pfk@sveza.com
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение "Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области" (ФБУ "Самарский ЦСМ")
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, д. 134
Телефон: 8 (846) 336-08-27
Факс: 8 (846) 336-15-54
E-mail: referent@samaragost.ru
Правообладатель
Общество с ограниченной ответственностью "СВЕЗА Уральский" (ООО "СВЕЗА Уральский")
ИНН 5942005010
Юридический адрес: 617005, Пермский край, Нытвенский р-н, РП Уральский, ул. Московская, влд. 1А
Телефон: 8 (34272) 95-4-41
web-сайт: http://www.sveza-pfk.ru
E-mail: info.pfk@sveza.com
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают 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 с программным обеспечением (ПО) "АльфаЦЕНТР" (далее по тексту - сервер ИВК), блок коррекции времени ЭНКС-2 (далее по тексту - УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на соответствующие измерительные 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
-
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим астрономическим временем. Результаты измерений передаются в дробных числах кВт-ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Сервер ИВК АИИС КУЭ с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электрической энергии и считывает с них тридцатиминутный профиль нагрузки для каждого канала учета и журналы событий.
Сервер ИВК или АРМ ИВК АИИС КУЭ один раз в сутки, в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), формирует отчеты в формате XML. Передача отчетов XML с сервера ИВК или АРМ ИВК в программно-аппаратные комплексы АО "АТС", регионального филиала АО "СО ЕЭС" и прочим заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется с использованием с электронной цифровой подписи (ЭЦП), и реализуется по каналу связи сети Интернет.
Сервер ИВК или АРМ ИВК АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входят часы счетчиков, часы сервера ИВК, УСВ, синхронизирующий собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
Сервер ИВК АИИС КУЭ периодически, не реже одного раза в один час, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ, и при расхождении на величину равную ±1 с и более, производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера ИВК равного ±2 с и более, выполняется коррекция шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчиков электрической энергии, сервера ИВК отражают: факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер АИИС КУЭ нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода, которая крепится на корпус сервера ИВК.
Место нанесения заводского
номера
Рисунок 1 - Общий вид сервера ИВК с указанием места нанесения заводского номера
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110B-IV |
6 |
ТОЛ-35 III-IV |
6 | |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
9 | |
ТЛО-10 |
6 | |
ТТН-Ш |
3 | |
Т-0,66 |
6 | |
Т-0,66 УЗ |
3 | |
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
6 |
ЗНОЛ-СЭЩ-35-IV |
6 | |
ЗНОЛП-НТЗ-6 |
6 | |
ЗНОЛ.О6 |
6 | |
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.0ЗМ |
9 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
4 | |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 |
10 | |
Устройство синхронизации времени |
ЭНКС-2 |
1 |
Сервер ИВК |
- |
1 |
Документация | ||
Формуляр |
ФО 26.51.43/02/23 |
1 |
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВК | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС Фанерная, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 |
ТФЗМ 110B-IV 300/5, КТ 0,2S Рег. № 26422-06 |
НКФ-110 110000/^3/100/^3 КТ 0,2 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭНКС-2, рег. № 37328-15 /Сервер ИВК |
2 |
ПС Фанерная, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 |
ТФЗМ 110B-IV 300/5, КТ 0,2S Рег. № 26422-06 |
НКФ-110 110000/^3/100/^3 КТ 0,2 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
3 |
ПС Фанерная, ОРУ-35 кВ, ВЛ35 кВ Фанерная-Новоильинск ц.1 |
ТОЛ-35 III-IV 200/5, КТ 0,5 Рег. № 34016-07 |
ЗНОЛ-СЭЩ-35-IV 35000/^3/100/^3 КТ 0,2 Рег. № 47213-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
4 |
ПС Фанерная, ОРУ-35 кВ, ВЛ35 кВ Фанерная-Новоильинск ц.2 |
ТОЛ-35 III-IV 200/5, КТ 0,5 Рег. № 34016-07 |
ЗНОЛ-СЭЩ-35-IV 35000/^3/100/^3 КТ 0,2 Рег. № 47213-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
5 |
ПС Фанерная, КРУ-6 кВ, яч. 8 |
ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,2S Рег. № 32139-11 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 6000/^3/100/^3 КТ 0,2 Рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
6 |
ПС Фанерная, КРУ-6 кВ, яч. 6 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-11 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 6000/^3/100/^3 КТ 0,2 Рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
7 |
ПС Фанерная, КРУ-6 кВ, яч. 9 |
ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,2S Рег. № 32139-11 |
ЗНОЛП-НТЗ-6 6000/^3/100/^3 КТ 0,2 Рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
8 |
ЦРП Фанерщик, РУ-6 кВ, яч. 102 |
ТЛО-10 300/5, КТ 0,2S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ.О6 6000/^3/100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
9 |
ЦРП Фанерщик, РУ-6 кВ, яч. 105 |
ТЛО-10 300/5, КТ 0,2S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ.О6 6000/^3/100/^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
10 |
РЩ-0,4 кВ ООО Пермфанком, ввод 0,4 кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
11 |
РЩ-0,4 кВ ООО ТС Групп, ф. В-1 |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
12 |
РЩ-0,4 кВ ООО ТС Групп, ф. В-2 |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
13 |
РЩ-0,4 кВ Каракулов В.В., ввод 0,4 кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
14 |
РЩ-0,4 кВ Костарев А.В., ввод 0,4 кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
15 |
РЩ-0,4 кВ Стяжкин А.Ю., ввод 0,4 кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
16 |
ТП-9 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ф. Давтян А.Б. |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
17 |
РУ-0,4 кВ ИП Аптуков Р.Р., ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 200/5, КТ 0,5S Рег. № 52667-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
18 |
ТП-9 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ф. Уральская артель |
ТТН-Ш 300/5, КТ 0,5 Рег. № 58465-14 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
19 |
ТП-9 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ф. ООО ТАР |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
20 |
ТП-9 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ф. ООО ВИД |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
21 |
ТП-9 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ф. Сад №2 |
Т-0,66 УЗ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 71031-18 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
22 |
ТП-9 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ф. Восканян А.Г. |
Т-0,66 200/5, КТ 0,5S Рег. № 52667-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
23 |
РУ-0,4 кВ ООО Т2 Мобайл, ввод 0,4 кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
ЭНКС-2, рег. № 37328 15 /Сервер ИВК |
Примечания:
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
1 |
2 |
3 |
4 |
1, 2, 5, 7 |
Активная |
0,6 |
1,3 |
Реактивная |
1,0 |
2,3 | |
3, 4 |
Активная |
1,0 |
2,8 |
Реактивная |
1,6 |
4,6 | |
6 |
Активная |
1,0 |
2,5 |
Реактивная |
1,6 |
4,1 | |
8, 9 |
Активная |
0,9 |
1,4 |
Реактивная |
1,3 |
2,5 | |
10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 19, 20, 23 |
Активная |
1,1 |
3,0 |
Реактивная |
2,2 |
7,2 | |
17, 21, 22 |
Активная |
1,1 |
2,9 |
Реактивная |
1,8 |
5,3 | |
18 |
Активная |
1,1 |
3,1 |
Реактивная |
1,8 |
5,6 | |
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC |
5 | ||
(SU), (±) с |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
-
3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos^=0,8, токе ТТ, равном 100% от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий: в случае ИК №1, 2, 5, 6, 7, 8, 9, 17, 21, 22 при cos^=0,8, токе ТТ, равном 2% от 1ном; ИК №3, 4, 18 при cos^=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном; ИК №10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 19, 20, 23 при cos^=0,8, токе ТТ, равном 20% от 1ном, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
23 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 95 до105 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности, cos9 |
0,8 |
- частота, Гц |
50 |
температура окружающей среды для счетчиков, °C |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- для ИК №1, 2, 5, 6, 7, 8, 9, 17, 21, 22 |
от 5 до 120 |
- для ИК №3, 4, 18 |
от 20 до 120 |
- для ИК №10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 19, 20, 23 |
от 0,5 до 0,9 |
- коэффициент мощности cos9 |
от 49,6 до 50,4 |
- частота, Гц |
от -40 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от +5 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +10 до +30 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера ИВК, °С |
от 80,0 до |
атмосферное давление, кПа |
106,7 |
относительная влажность, %, не более |
98 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
СЭТ-4ТМ.03М |
140000 |
ПСЧ-4ТМ.05.МК.04 |
165000 |
ПСЧ-4ТМ.05.МК.20 |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
ПСЧ-4ТМ.05.МК.04 |
2 |
ПСЧ-4ТМ.05.МК.20 |
2 |
УСВ ЭНКС-2: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
таблицы 4
1 |
2 |
Сервер ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Глубина хранения информации: Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее: СЭТ-4ТМ.03М |
113 |
ПСЧ-4ТМ.05.МК.04 |
113 |
ПСЧ-4ТМ.05.МК.20 |
113 |
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- в журнале событий счетчика:
-
- параметрирования;
-
- коррекции времени в счетчике с обязательной фиксацией времени до и после коррекции, или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
-
- формирования обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики счетчика;
-
- отсутствия напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
-
- перерыва питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления. Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика электрической энергии;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера ИВК.
-
- защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования ЭЦП);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на сервер ИВК.