Номер по Госреестру СИ: 90003-23
90003-23 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НАО "СВЕЗА Кострома"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НАО «СВЕЗА Кострома» (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». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационные наименования модулей ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology2.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
39989384CC397C1B48D401302C722B02 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НАО «СВЕЗА Кострома», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству 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».
ПравообладательНепубличное акционерное общество «СВЕЗА Кострома»
(НАО «СВЕЗА Кострома»)
ИНН 4401006864
Юридический адрес: 156961, Костромская обл., г. Кострома, Комсомольская ул., д. 2 Телефон: +7 (4942) 48-05-11
Факс: +7 (4942) 48-05-10
Изготовитель
Непубличное акционерное общество «СВЕЗА Кострома»(НАО «СВЕЗА Кострома»)
ИНН 4401006864
Адрес: 156961, Костромская обл., г. Кострома, Комсомольская ул., д. 2 Телефон: +7 (4942) 48-05-11
Факс: +7 (4942) 48-05-10
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект» (ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, эт. 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail: info@sepenergo.ru
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, 4.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) НАО «СВЕЗА Кострома», включающий в себя, сервер ИВК АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», технические средства приёма-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, её обработку и хранение, передачу отчётных документов коммерческому оператору, системному оператору и субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
-
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
-
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
-
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
-
- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
-
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
-
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
-
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
-
- подготовка данных в виде электронного документа ХML для их передачи по электронной почте внешним организациям;
-
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счётчиков. В счётчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счётчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счётчиков с привязкой к шкале времени UTC(SU). Для предотвращения искажения информации, передаваемой между уровнями ИИК ТИ и ИВК, производится вычисление и сравнение контрольных сумм, переданных и принятых данных.
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.
ИВК выполняет следующие функции:
-
- сбор, первичную обработку (в том числе умножение на коэффициенты ТТ и ТН) и хранение результатов измерений и служебной информации ИИК ТИ;
-
- занесение результатов измерений и их хранение в базе данных ИВК;
-
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
-
- передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС», другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP в виде XML-файлов макетов 80020, 80030, 51070;
-
- ведение журнала событий ИВК;
-
- оформление справочных и отчётных документов.
Передача информации от сервера БД во внешние системы осуществляется посредством сети Internet с использованием выделенного канала связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы сервера ИВК, счётчиков и УСВ. УСВ формирует шкалу времени UTC(SU) путём обработки сигналов точного времени, полученных от навигационных спутниковых систем с помощью антенны ГЛОНАСС/GPS и передаёт её в ИВК. Сличение часов сервера ИВК с часами УСВ осуществляется каждые 10 минут, корректировка часов сервера происходит при поправке часов (расхождении) более чем на ±1 с. Сличение часов счётчиков и часов сервера происходит при каждом обращении сервера к счётчику, корректировка часов счётчиков происходит при поправке часов счётчика и часов сервера более чем ± 2 с.
Журнал событий счетчика электроэнергии содержит сведения о времени (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журнал событий сервера АИИС КУЭ содержит сведения о времени (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счётчиков АИИС КУЭ и расхождении времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Маркировка заводского номера АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на корпусе сервера ИВК, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ приведены в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.
Заводской номер АИИС КУЭ: 001.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип/обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
21 |
Трансформатор тока |
ТНШЛ 0,66 |
6 |
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
9 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Mеркурий 230 ARТ2-00 PQRSIDN |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
8 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Mеркурий 236 Л1<Т-03 PQRS |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 234 ЛНТМХ2- 02 DPOBR.R |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 230 ЛИТ-01 PQRSIN |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 236 ЛИТ-01 PQRS |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 230 Л^Т-03 PQRSIDN |
2 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
Методика поверки |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
77148049.422222.184-ПФ |
1 |
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты | |||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСВ | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
РУ №2 6 кВ ФАНПЛИТ, 1 СШ-6 кВ, яч.7, КЛ-6 кВ КМЗ-3 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
УСВ-3 Рег. № 84823-22 |
2 |
РУ №2 6 кВ ФАНПЛИТ, 2 СШ-6 кВ, яч.13, КЛ-6 кВ КМЗ-4 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
Меркурий 230 ART2-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
3 |
ТП-1 6 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
4 |
ТП-1 6 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
5 |
ТП-1 6 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-3 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
6 |
ТП-2 6 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-4 |
ТНШЛ 0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1673-03 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
7 |
ТП-2 6 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-5 |
ТНШЛ 0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1673-03 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
8 |
ТП-3 6 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-6 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
9 |
ТП-3 6 кВ, РУ- 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-7 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
10 |
ТП-4А 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-9 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
УСВ-3 Рег. № 84823-22 |
11 |
ТП-4А 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-8 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 36382-07 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
12 |
ТП-1 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ЩУ-0,4 кВ ГПК №93 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 75076-19 |
- |
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | |
13 |
АБК РУ-0,4 кВ, РП-1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ЩУ-0,4 кВ Билайн |
- |
- |
Меркурий 234 ARTMX2-02 DPOBR.R Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 75755-19 | |
14 |
АБК РУ-0,4 кВ, РП-1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ЩУ- 0,4 кВ Мегафон |
- |
- |
Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 23345-07 | |
15 |
АБК РУ-0,4 кВ, РП-1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ЩУ-0,4 кВ ООО Т2 Мобайл |
- |
- |
Меркурий 236 ART-01 PQRS Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 47560-11 | |
16 |
ТП-1 6 кВ, РУ- 0,4 кВ, 3 сш-0,4 кВ, яч.42 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 75076-19 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
17 |
ТП-1 6 кВ, РУ- 0,4 кВ, 3 сш-0,4 кВ, яч.44 |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 75076-19 |
- |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
18 |
РЩ-0,4 кВ в здании ОПА от ТП-1 6 кВ, ф.Гаражный кооператив №54 |
- |
- |
Меркурий 236 ART-01 PQRS Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 47560-11 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
19 |
ВРУ-0,4 кВ проходная НАО «СВЕЗА Кострома», ВЛ0,4 кВ в сторону ШУ-0,4 кВ Есенин Д.Ю. |
- |
- |
Меркурий 236 ART-01 PQRS Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 47560-11 |
УСВ-3 Рег. № 84823-22 |
Примечания
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Номер ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности, (±6) % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6) % |
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени (±Л), с |
1, 2 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
5 |
3-11 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,5 | |
12, 16, 17 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 | |
13, 14, 15, 18, 19 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,4 |
±3,1 ±6,0 | |
Примечания
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 19 от +5 до +35 °C. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
19 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Uном |
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 Ыном |
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 +5 до +35 |
- 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: | |
для счетчика Mеркурий 230 ARТ2-00 РQRSIDN, Mеркурий 230 | |
ARI-01 PQRSIN, Меркурий 230 ARI-03 PQRSIDN |
150000 |
для счетчика ПСЧ-41М.05М.16 |
140000 |
для счетчика ПСЧ-41М.05МК.16 |
165000 |
для счетчика Меркурий 236 ARI-03 PQRS, Меркурий 236 ARI-01 | |
PQRS |
220000 |
для счетчика Меркурий 234 ARIMX2-02 DPOBR.R |
320000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
УСВ: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
180000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации | |
Счетчики: | |
- 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 |
Надёжность системных решений:
- резервирование питания сервера посредством применения источника бесперебойного питания;
- резервирование питания счётчиков.
Регистрация событий с фиксацией времени и даты наступления:
- в журнале событий счётчика:
-
• изменение данных и конфигурации;
-
• отсутствие напряжения по каждой фазе;
-
• перерывы питания;
-
• попытки несанкционированного доступа;
-
• факты и величина коррекции времени;
-
• результаты автоматической самодиагностики;
-
- в журналах сервера БД:
-
• изменение значений результатов измерений;
-
• изменения коэффициентов ТТ и ТН;
-
• изменение конфигурации;
-
• замены счётчика;
-
• величины коррекции системного времени;
-
• события из журнала счётчиков.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа (установка пломб, знаков визуального контроля):
-
• счётчика;
-
• испытательной коробки;
-
• измерительных цепей;
-
• сервера ИВК;
-
- защита на программном уровне:
-
• установка паролей на счётчик;
-
• установка паролей на сервер;
-
• установка паролей на АРМ пользователей.
-
- 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 не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).