Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Мосэнергосбыт" по границе с "Тверьэнерго"
| Номер в ГРСИ РФ: | 82643-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Мосэнергосбыт", г Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Мосэнергосбыт» по границе с «Тверьэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 82643-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Мосэнергосбыт" по границе с "Тверьэнерго" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 020 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Мосэнергосбыт" (АО "Мосэнергосбыт"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 82643-21: Описание типа СИ | Скачать | 320.9 КБ | |
| 82643-21: Методика поверки МП 26.51/78/21 | Скачать | 10.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Мосэнергосбыт» по границе с «Тверьэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325L, RTU-325 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя серверы баз данных (СБД) и серверы опроса типа HP ProLiant DL360 G5 и HP ProLiant DL370 G6, радиосервер точного времени типа РСТВ-01-01, устройство синхронизации времени типа УСВ-3, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с. активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
- средняя на интервале времени 30 мин. активная (реактивная) электрическая мощность.
Для ИК №№ 1-5 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего преобразователя интерфейсов MOXA, а затем по каналу связи Ethernet на входы соответствующего УСПД (RTU-325, RTU-325L), и далее по каналу связи сети Ethernet - на сервер ИВК ПАО «Россети Московский регион». В случае отсутствия УСПД цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего преобразователя интерфейсов MOXA и по каналу связи сети Ethernet - на сервер ИВК ПАО «Россети Московский регион».
Для ИК №№ 6-9, 13, 14 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема, а далее по каналу связи стандарта GSM на сервер ИВК АО «Мосэнергосбыт».
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчиках, либо в УСПД, либо в ИВК.
С ИВК ПАО «Россети Московский регион» по каналам связи сети Ethernet информация в виде xml-файлов формата 80020 поступает на ИВК АО «Мосэнергосбыт». ИВК АО «Мосэнергосбыт» в том числе осуществляет прием xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 из ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
С ИВК АО «Мосэнергосбыт» передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC(SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входит радиосервер точного времени РСТВ-01-01 и устройство синхронизации времени типа УСВ-3, ежесекундно синхронизирующие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
ИВК АО «Мосэнергосбыт» периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени РСТВ-01-01 и при расхождении ±1 с. и более, ИВК АО «Мосэнергосбыт» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени РСТВ-01-01.
ИВК ПАО «Россети Московский регион» периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ±1 с. и более, ИВК ПАО «Россети Московский регион» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.
УСПД АИИС КУЭ на ИК №№ 1-5 периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени ИВК ПАО «Россети Московский регион» и при расхождении ±1 с. и более, УСПД АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени ИВК ПАО «Россети Московский регион».
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени на величину более чем ±2 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика. При этом коррекция счетчиков на ИК №№ 1-5 осуществляется от ИВК ПАО «Россети Московский регион», коррекция счетчиков на ИК №№ 6-9, 13, 14 от ИВК АО «Мосэнергосбыт».
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера» и ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений ПО «Энергосфера» соответствует уровню - «высокий», ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
ПО «Энергосфера» | |
|
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
ПО «Альфа! |
1ЕНТР» |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 110 кВ № 129 Талдом-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Борки -Талдом 1 Восточная |
ТФЗМ-110Б-1У1 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-71 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
RTU-325, рег. № 37288-08 |
УСВ-3, рег. № 51644-12, HP ProLiant DL370 G6 |
|
2 |
ПС 110 кВ № 367 Талдом-2, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Борки -Талдом 2 Западная |
ТФЗМ-110Б-1У1 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-71 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-03 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
RTU-325, рег. № 37288-08 | |
|
3 |
ПС 110 кВ № 587 Ре-шетниково, ВЛ-110 кВ Безбородово-Решетниково 1 цепь |
ТФЗМ 110Б-Ш 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26421-04 |
НКФ-110 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-04 НКФ-110 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
RTU-325L, рег. № 37288-08 | |
|
4 |
ПС 110 кВ № 587 Ре-шетниково, ВЛ-110 кВ Безбородово-Решетниково 2 цепь |
ТГФ110 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 16635-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |||
|
5 |
ПС 110 кВ № 587 Ре-шетниково, ОВ-110 кВ |
ТФЗМ 110Б-Ш 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26421-04 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |||
|
6 |
ПС 110 кВ Радуга, ОРУ-110 кВ, отп. на ПС Радуга от ВЛ 110 кВ Темпы - Волга (восточная) |
ТФЗМ-110Б-1У1 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
- |
РСТВ-01-01, рег. № 67958-17, HP ProLiant DL360 G5 |
|
7 |
ПС 110 кВ Радуга, ОРУ-110 кВ, отп. на ПС Радуга от ВЛ 110 кВ Темпы - Волга (западная) |
ТФЗМ-110Б-1У1 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-05 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
- | |
|
8 |
ПС 110 кВ Радуга, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-05 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
- |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
9 |
ТП-411 10 кВ, ВЛ-10кВ фид.4 ПС Ошейкино |
ТОЛ 10-1 50/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-03 |
НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
- |
РСТВ-01-01, рег. № 67958-17, HP ProLiant DL360 G5 |
|
13 |
ПС 110 кВ РЦП, ОРУ-110 кВ, ввод Т1 110 кВ |
ТВГ-110 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 22440-07 |
CPB 72-800 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
- | |
|
14 |
ПС 110 кВ РЦП, ОРУ-110 кВ, ввод Т2 110 кВ |
ТВГ-110 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 22440-07 |
CPB 72-800 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 47844-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
- | |
|
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН, 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 3 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные, утвержденных типов. 3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. | ||||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±) 5, % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±) 5, % |
|
1, 2 |
Активная Реактивная |
1,0 1,6 |
3,0 5,2 |
|
3-5, 7-9 |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
3,1 5,2 |
|
6 |
Активная Реактивная |
1,3 2,1 |
4,1 7,1 |
|
13, 14 |
Активная Реактивная |
0,6 1,0 |
1,7 3,9 |
|
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к национальной шкале координированного времени РФ UTC (SU), (±) с |
5 | ||
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, для ИК №№ 13, 14 для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном, и для ИК №№ 1-9 для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +40°С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
11 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды, °С |
от 90 до 110 от 100 до 120 0,9 от 49,6 до 50,4 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности: cosф simp - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для серверов ИВК, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более |
от 90 до 110 от 1(2) до 120 от 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -40 до +40 от +10 до +30 от 80,0 до 106,7 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч РСТВ-01-01: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД RTU-325, RTU-325L: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Серверы ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
90000 2 55000 2 45000 2 100000 24 100000 1 |
|
Глубина хранения информации: Счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М.01 и СЭТ-4ТМ.03М: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД RTU-325L, RTU-325: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее - при отключении питания, лет, не менее Серверы ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 40 45 5 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- испытательной коробки;
- сервера БД/опроса.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД/опроса.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
8 |
|
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
1 | |
|
СЭТ-4ТМ.03М |
2 | |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-11ОБ-1У1 |
15 |
|
тфзм 110Б-Ш |
6 | |
|
ТГФ110 |
3 | |
|
тол 10-1 |
2 | |
|
ТВГ-110 |
6 | |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
НКФ-110 |
6 | |
|
НКФ-110-57 |
6 | |
|
НАМИ-10-95УХЛ2 |
1 | |
|
CPB 72-800 |
6 | |
|
Радиосервер точного времени |
РСТВ-01-01 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
усв-з |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
|
RTU-325 |
2 | |
|
Сервер АО «Мосэнергосбыт» |
HP ProLiant DL360 G5 |
2 |
|
Сервер ПАО «Россети Московский регион» |
HP ProLiant DL370 G6 |
2 |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 26.51/78/21 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
17254302.384106.020.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Мосэнергосбыт» по границе с «Тверьэнерго», аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.
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
Смотрите также
