| Номер в госреестре | 98424-26 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НСРЗ» |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью «Телекор ДВ» |
| Год регистрации | 2026 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НСРЗ» (далее по тексту - 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 по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, 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 по тексту - ИВК), включает в себя сервер ИВК, программное обеспечение (далее по тексту - ПО), устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ), автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ), технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование и технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи стандарта GSM поступает на вход сервера ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами. Один раз в сутки ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи в формате XML для передачи его в АО «СО ЕЭС», в организации - участники оптового рынка и в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) АО «АТС» через IP сеть передачи данных, с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 2.
В состав ИВК входит УССВ, принимающее сигналы точного времени от спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU). Сравнение шкалы времени сервера с УССВ происходит не реже, чем 1 раз в сутки посредством встроенного ПО сервера. Коррекция шкалы времени сервера выполняется при расхождении шкал времени сервера и УССВ более, чем на ±1 с. Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера происходит не реже, чем 1 раз в сутки. Коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и сервера более, чем на ±2 с (программируемый параметр). Синхронизация времени счетчиков электроэнергии и сервера отражаются в журнале событий.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера ИВК отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 0297-2026) указывается типографским способом в формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером в составе уровня ИВК. Заводские номера измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», идентификационные данные которого указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac_metrology.dll ) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УССВ | Основная погрешность (± S), % | Погрешность в рабочих условиях (± S), % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ НСРЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3 КЛ-6 кВ Ф-3 | ТЛП-10 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 30709-07 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 380-49 | ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 77036-19 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | 1,2 2,5 | 6,1 5,5 |
| 2 | ПС 110 кВ НСРЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 9 КЛ-6 кВ Ф-9 | ТЛП-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 30709-07 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 380-49 | ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | 1,2 2,5 | 6,1 5,5 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 3 | ПС 110 кВ НСРЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 11 КЛ-6 кВ Ф-11 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 380-49 | ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 77036-19 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | 1,2 2,5 | 6,6 5,5 |
| 4 | ПС 110 кВ НСРЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 14 КЛ-6 кВ Ф-14 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 380-49 | ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | 1,2 2,5 | 6,6 5,5 | |
| 5 | ПС 110 кВ НСРЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 26 КЛ-6 кВ Ф-26 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | 1,2 2,5 | 6,6 5,5 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ПС 110 кВ НСРЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 29 КЛ-6 кВ Ф-29 | ТЛП-10 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 30709-07 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 77036-19 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | 1,2 2,5 | 6,1 5,5 |
| 7 | ПС 110 кВ НСРЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 33 КЛ-6 кВ Ф-33 | ТПЛ-СВЭЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 44701-10 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 77036-19 | активная реактивная | 1,2 2,5 | 6,1 5,5 | |
| Пределы допускаемых смещений шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени UTC(SU), 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 cos9 = 0,8 инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60 °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, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик. 6 Допускается замена У ССВ на аналогичное утвержденного типа. 7 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8 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. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
аблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, ОС | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС - температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, ОС | от 90 до 110 от 5 до 120 От 0,5 инд дО 0,8 емк от 49,5 до 50,5 от -45 до +40 от -40 до +60 от +10 до +30 |
| от -10 до +55 | |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 220000 2 70000 1 74500 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, год, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее | 45 30 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:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИИК «Журналы событий».
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- 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 формуляра на систему АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-СВЭЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ТЕ3000 | 7 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Формуляр | - | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НСРЗ», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314868.
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».
