Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Янтарьэнерго". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Янтарьэнерго"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1115 п. 19 от 23.07.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

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

Развернуть полное описание