Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнергосбыт" (филиал № 1 ЗАО МПБК "Очаково", г.Краснодар)
| Номер в ГРСИ РФ: | 54257-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Техносоюз", г.Москва |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 54257-13 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнергосбыт" (филиал № 1 ЗАО МПБК "Очаково", г.Краснодар) | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 47c39810-877e-8c63-4b9a-0e20a6e81903 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
| Год регистрации | 2013 | ||||||
| Общие данные | |
|---|---|
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 838 п. 28 от 23.07.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Техносоюз", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 54257-13 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 28.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
54257-13: Описание типа
2022-54257-13.pdf
|
Скачать | 122.8 КБ | |
|
54257-13: Методика поверки
2022-mp54257-13.pdf
|
Скачать | 201.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (филиал №1 ЗАО МПБК «Очаково», г. Краснодар) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую 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.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер НР ProLiant DL360 G5 АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) типа РСТВ-01-01 (рег. № 67958-17) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые 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 через интерфейс RS-485 поступает на коммуникатор (или GSM-модем), а затем по GPRS-сети (основной канал связи) или GSM-сети (резервный канал связи) поступает на верхний уровень АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ, АРМ Филиала №1 ЗАО МПБК «Очаково» в г. Краснодаре и другие заинтересованные организации осуществляется от сервера с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ типа РСТВ-01-01, синхронизирующего собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ.Часы сервера синхронизируются по времени часов УСВ, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении с часами сервера вне зависимости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Время задержки в каналах связи составляет не более 0,2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер 001.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» 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.
Технические характеристики
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 |
TH |
Счётчик |
ивк |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ яч.З |
ТИОЛ-10 Кл. т. 0,5 50/5 Per. № 1261-02 |
НТМК-10- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
2 |
РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ яч.4 |
ТИОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Per. № 1261-02 |
НТМК-10- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
3 |
РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ яч.13 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 75/5 Per. № 2363-68 |
НТМК-10- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ яч.14 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 1276-59 тпол-ю Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 1261-02 |
НТМК-Ю- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
5 |
РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ яч.18 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 50/5 Per. № 1261-02 |
НТМК-Ю- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
6 |
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.11 |
ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1276-59 ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
7 |
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.6 |
ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
8 |
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.17 |
ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
9 |
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.12 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
10 |
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.27 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
И |
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.26 |
тпол-ю Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
12 |
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.35 |
ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
13 |
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.24 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1261-02 ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
14 |
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.20 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
15 |
ПС 110/10/6 кВ «ЗИП», ЗРУ 10/6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.47 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 1276-59 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №20186-05 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1Д ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
16 |
ПС 110/10/6 кВ «ЗИП», ЗРУ 10/6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.19 |
ТПЛ-10 УЗ Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 |
HP ProLiant DL360 G5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,3 |
±3,0 ±4,7 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АПИС КУЭ, 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 coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 16 от 0 до плюс 40 °C. 4 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
16 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Г ц |
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 ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 1,0 емк |
|
- частота, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения | |
|
счетчиков, оС |
от -40 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
256554 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сутки, не менее |
35 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания ИВК 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- 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).
Знак утверждения типа
на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
11 |
|
ТПЛМ-10 |
2 | |
|
ТПЛ-10 |
19 | |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМК-10-71У3 |
2 |
|
НТМИ-6-66 |
4 | |
|
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
1 | |
|
Счётчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.ОЗМ |
16 |
|
Устройство синхронизации времени |
РСТВ-01-01 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
ОЧ.07.2013-ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (филиал №1 ЗАО МПБК «Очаково», г. Краснодар), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2008 от 02.06.2008 г., 105122, Москва, Щёлковское шоссе, 9.
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
