Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Янтарьэнерго"
| Номер в ГРСИ РФ: | 57988-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Р.В.С.", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Янтарьэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 57988-14 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Янтарьэнерго" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | ec70a626-4e92-494b-bccf-ccb6320bcacd | ||||||
| Испытания |
|
||||||
| Год регистрации | 2014 | ||||||
| Общие данные | |
|---|---|
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1115 п. 19 от 23.07.2014 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Р.В.С.» (ООО «Р.В.С.»), г. Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 57988-14 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
57988-14: Описание типа
2023-57988-14.pdf
|
Скачать | 198.7 КБ | |
|
57988-14: Методика поверки
2023-mp57988-14.pdf
|
Скачать | 4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Янтарьэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер баз данных (БД) с программным обеспечением (ПО), автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по линиям связи.
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ автоматически опрашивает УСПД.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ формирует файл отчета с результатами измерений (в формате XML) и передает его смежным субъектам ОРЭМ и другим заинтересованным лицам посредством электронной почты.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC (SU) более, чем на 1 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более, чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Нанесение знака поверки и заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 001. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ, приведены в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО «Телескоп+», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Телескоп +» 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 «Телескоп +».
Идентификационные данные ПО «Телескоп +», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Наименование ПО |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Телескоп +» |
Сервер сбора данных |
SERVER MZ4.dll |
не ниже v.4.0.5 |
f851b28a924da 7cde6o57eb2ba 15afOc |
MD5 |
|
АРМ Энергетика |
ASCUE MZ4.dll |
Cda718bc6 dl23b63a8822a Ь86с2751са | |||
|
Пульт диспетчера |
PD MZ4.dll |
2b63c8c01bcd6 1c4f5bl5e097f1 ada2f |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД |
УССВ ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ВЛ 330 кВ Битенай -Советск- 330 №1 (ВЛ-325) |
ТФУМ 330А-У1 Кл. т. 0,5 1000/1 Рег. № 4059-74 |
НКФ-М-330 АУ1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89270-23 НКФ-М-330 АУ1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89271-23 НКФ-330-73У1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. №89271-23 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU325 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
|
2 |
ВЛ 330 кВ Битенай -Советск- 330 №2 (ВЛ- 326) |
ТФУМ 330А-У1 Кл. т. 0,5 2000/1 Рег. № 4059-74 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |||
|
3 |
ВЛ 330 кВ Круонио ГАЭС-Советск-330 (Л- 447) |
ТФУМ 330А-У1 Кл. т. 0,5 2000/1 Рег. № 4059-74 |
НКФ-330-73У1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89271-23 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
4 |
ОВ-330 кВ ПС 330 кВ Советск-330 (М-301) |
ТФУМ 330А-У1 Кл. т. 0,5 2000/1 Рег. № 4059-74 |
НКФ-М-330 АУ1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89270-23 НКФ-М-330 АУ1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89271-23 НКФ-330-73У1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89271-23 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||
|
5 |
ВЛ 110 кВ О-5 Советск -Пагегяй (Л-104) |
TG-145 У1 Кл. т. 0,2 600/5 Рег. № 15651-96 |
ЗНОГ-110 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 61431-15 НКФ-110-11-ХЛ1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 89270-23 |
ZMD Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 22422-07 | ||
|
6 |
ВЛ 110 кВ 0-5 Советск -Пагегяй (Л-105) |
TG-145 У1 Кл. т. 0,2 600/5 Рег. № 15651-96 |
ZMD Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 22422-07 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
ВЛ 110 кВ О - 15 Нестеров - Кибартай (Л-130) |
TG-145 У1 Кл. т. 0.2 300/5 Рег. № 15651-96 |
НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 89271-23 |
ZMD Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №22422-07 |
RTU325 Рег. № 19495-03 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
|
8 |
КВЛ 10 кВ Нида - Рыбачий (ВЛ 10-01) |
ТОЛ-10-1 У2 Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 15128-07 |
НОМ-10-66У2 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 4947-98 |
EA05RL-S1-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Рег. №16666-97 | ||
|
Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная. | ||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
51оо %, | ||
|
11(2)% < I изм< I 5 % |
15 %<1 изм<1 20 % |
I20 %<1изм<1100% |
1100 %<1изм<1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,1 |
0,9 |
|
0,8 |
- |
2,4 |
1,4 |
1,1 | |
|
0,5 |
- |
5,4 |
2,9 |
2,2 | |
|
5 - 7 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
|
0,8 |
- |
1,0 |
0,9 |
0,9 | |
|
0,5 |
- |
1,7 |
1,4 |
1,4 | |
|
8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
1,0 |
- |
1,8 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,5 |
1,5 |
1,2 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
51оо %, | ||
|
12% < I изм< I 5 % |
15 %<1 изм<1 20 % |
I20 %<1изм<1100% |
1100 %<1изм<1120% | ||
|
1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,8 |
- |
5,6 |
3,0 |
2,3 |
|
0,5 |
- |
2,5 |
1,5 |
1,2 | |
|
5 - 7 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,8 |
- |
2,0 |
1,6 |
1,6 |
|
0,5 |
- |
1,5 |
1,3 |
1,3 | |
|
8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,8 |
- |
5,8 |
3,2 |
2,5 |
|
0,5 |
- |
2,9 |
1,8 |
1,5 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
51оо %, | ||
|
11(2)% < I изм< I 5 % |
I5 %<1 изм<1 20 % |
I20 %<1изм<1100% |
1100 %<1изм<1120% | ||
|
1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
|
0,8 |
- |
2,5 |
1,5 |
1,2 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
5 - 7 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
1,0 |
0,9 |
0,9 |
|
0,8 |
- |
1,2 |
1,1 |
1,1 | |
|
0,5 |
- |
1,8 |
1,6 |
1,6 | |
|
8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
1,0 |
- |
2,2 |
1,7 |
1,6 |
|
0,8 |
- |
2,8 |
1,9 |
1,7 | |
|
0,5 |
- |
5,7 |
3,3 |
2,7 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
52%, |
55 %, |
520 %, |
51оо %, | ||
|
12% < I изм< I 5 % |
I5 %<1 изм<1 20 % |
I20 %<1изм<1100% |
1100 %<1изм<1120% | ||
|
1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,8 |
- |
5,8 |
3,3 |
2,7 |
|
0,5 |
- |
2,8 |
2,0 |
1,7 | |
|
5 - 7 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,8 |
- |
3,7 |
3,5 |
3,5 |
|
0,5 |
- |
3,3 |
3,3 |
3,3 | |
|
8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,8 |
- |
6,2 |
3,5 |
2,7 |
|
0,5 |
- |
3,4 |
2,2 |
2,0 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с | |||||
|
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51<2)%р для cos9=l,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и 52%q для cos9<1,0 нормируются от I2%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии |
от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
|
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для сервера, УССВ ИВК |
от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24 |
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: | |
|
- средняя наработка на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии ZMD: |
72 |
|
- средняя наработка на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА |
72 |
|
- средняя наработка на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД: |
72 |
|
- средняя наработка на отказ, ч, не менее УССВ: |
40000 |
|
- средняя наработка на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
45 |
|
УСПД: | |
|
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
|
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее |
45 |
|
при отключенном питании, лет, не менее |
3 |
|
ИВК: | |
|
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
|
лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФУМ 330А-У1 |
12 |
|
Трансформатор тока |
TG-145 У1 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1 У2 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-М-330 АУ1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-330-73У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-11-ХЛ1 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОГ-11О |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ-1О-66У2 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии |
Альфа А1800 |
4 |
|
Счетчик электрической энергии |
ZMD |
3 |
|
Счетчик электрической энергии |
ЕвроАЛЬФА |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Формуляр |
РЯ-22О523.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Янтарьэнерго», аттестованной ФГБУ «ВНИИМС», регистрационный номер в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311787.
Нормативные документы
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
Смотрите также
