Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурские тепловые сети» (насосные станции Райчихинской ГРЭС) АО «ДГК»
| Номер в ГРСИ РФ: | 99701-26 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурские тепловые сети» (насосные станции Райчихинской ГРЭС) АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 99701-26 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурские тепловые сети» (насосные станции Райчихинской ГРЭС) АО «ДГК» | ||||||
| Приказы |
№2158 от
22.10.2026
— Об утверждении типов средств измерений
|
||||||
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 115d46eb-f3bc-6333-f161-bd8e899416dc | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
АО «ДГК», РОССИЯ, 680000, Хабаровский край, Хабаровск, улица Фрунзе, д. 49
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
МП СМО-0107-2026 ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурские тепловые сети» (насосные станции Райчихинской ГРЭС) АО «ДГК». Методика поверки
(с 22.10.2026)
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок |
Поверители
Скачать
|
99701-26: Описание типа
2026-99701-26.pdf
|
Скачать | 121.8 КБ | |
|
99701-26: Методика поверки
МП СМО-0107-2026
2026-mp99701-26.pdf
|
Скачать | 3.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурские тепловые сети» (насосные станции Райчихинской ГРЭС) АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери;
- информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), 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 - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые с первичными напряжениями 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 посредством каналообразующей аппаратуры поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации.
На верхнем, втором уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входят устройства синхронизации системного времени (основное и резервное), которые синхронизированы с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам ГЛОНАСС.
Резервное УССВ используется для синхронизации времени сервера БД в случае выхода из строя основного УССВ (отсутствие связи со спутниками, выход из строя, отключение для производства плановых работ).
Сравнение шкалы времени сервера БД с УССВ проводится автоматически. При расхождении шкал времени сервера БД и УССВ, равном или более 0,9 с, проводится коррекция шкалы времени сервера БД.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера БД осуществляется автоматически с периодичностью 1 раз в сутки. При расхождении шкал времени счетчиков и сервера БД, равном или более 1 с, проводится коррекция шкалы времени счетчиков.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 1569.09) в цифровом формате указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД в составе уровня ИВК.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, 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+».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ТЕЛЕСКОП+ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll |
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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. Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (далее - 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 погрешно сть, % |
Погрешност ь в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ТП №248 6 кВ, РУ-0,4 кВ НСС-1, ввод 0,4 кВ ТМ |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 36382-07 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ИСС-2.7 Рег. № 71235-18 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±10,9 |
|
2 |
ТП №276 6 кВ, РУ-0,4 кВ НСС-7, ввод 0,4 кВ ТМ |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 36382-07 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±10,9 | |
|
3 |
РУ-0,4 кВ НСС-8, КЛ-0,4 кВ от ТП №295 6 кВ |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 36382-07 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±6,8 | |
|
4 |
РУ-0,4 кВ НСС-4, КЛ-0,4 кВ ввод 1, КЛ-0,4 кВ ввод 2 от ТП №265 6 кВ |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 36382-07 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±10,9 | |
|
5 |
РУ-0,4 кВ НСС-3, яч.1, КЛ-0,4 кВ ввод 1 от ТП №231 6 кВ |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 36382-07 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±10,9 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
6 |
РУ-0,4 кВ НСС-3, яч.2, КЛ-0,4 кВ ввод 2 от ТП №231 6 кВ |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 36382-07 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
ИСС-2.7 Рег. № 71235-18 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±10,9 |
|
7 |
РУ-0,4 кВ НСС-5, КЛ-0,4 кВ |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 36382-07 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±10,9 | |
|
8 |
РУ-0,4 кВ НСС-6, яч.1, КЛ-0,4 кВ ввод 2, КЛ-0,4 кВ ввод 1 от ТП №264 6 кВ |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 36382-07 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±10,9 | |
|
9 |
РУ-0,4 кВ НСС-6, яч.2, КЛ-0,4 кВ ввод 3 от ТП №260 6 кВ |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 36382-07 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±10,9 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИ национальной шкалы координированного времени UTC (SU), с |
ИС КУЭ относительно |
±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 cos ф = 0,8инд, 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +60 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, ТН -трансформатор напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. Допускается замена ТТ 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. 6. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа. 7. Допускается замена сервера БД 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
9 |
|
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 cos ф |
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 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- коэффициент мощности cos ф |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- температура окружающей среды в месте расположения: - ТТ, оС |
от -45 до +40 |
|
- счетчиков электроэнергии, оС |
от -40 до +60 |
|
- сервера БД, оС |
от +10 до +30 |
|
- УССВ, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
125000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: Счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, год, не менее |
40 |
|
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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:
- 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 БД:
- изменения значений результатов измерений;
- изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;
- параметрирования;
- факт и величина коррекции времени;
- пропадания питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровня ИИК журналы событий счетчиков.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспорта-формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 М У3 |
27 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03.09 |
8 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
1 |
|
Устройства синхронизации времени |
ИСС-2.7 |
2 |
|
Программное обеспечение |
ПО «ТЕЛЕСКОП+» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
РЭСС.411711.АИИС. 1569.09 ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурские тепловые сети» (насосные станции Райчихинской ГРЭС) АО «ДГК», аттестованном ООО «ПИКА», г. Владимир, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.315181.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».