Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Мосэнергосбыт"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мосэнергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

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 (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных RTU-325, RTU-325L, контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (далее - УСПД), устройство синхронизации времени УСВ-1 и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя устройства синхронизации времени УСВ-2, УСВ-3, серверы, автоматизированное рабочее место, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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. 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

Для ИК №№ 1-5, 30-34, 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 «МОЭСК», где происходит дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение.

Для ИК №№ 6-8, цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на УСПД (СИКОН С70), и далее по каналу связи стандарта GSM с помощью технологии CSD - на сервер ИВК ИКМ «Пирамида» (ИВК ПАО «МРСК Центра» -«Тверьэнерго»), где происходит дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение.

Для ИК № 9, цифровой сигнал с выходов счетчика по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема, и далее по каналу связи стандарта GSM с помощью технологии CSD - на сервер ИВК ИКМ «Пирамида» (ИВК ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго»), где происходит дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение.

Для ИК №№ 10, 11, 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 с помощью технологии CSD - на сервер ИВК ПАО «Мосэнергосбыт», где происходит дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение.

Для ИК №№ 12-29, цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего GPRS-модема, затем в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее по каналу связи сети Ethernet - на сервер ИВК АО «ПРОТЭП», где происходит дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение.

С серверов ИВК ПАО «МОЭСК», ИВК ИКМ «Пирамида», ИВК АО «ПРОТЭП» по каналам связи сети Ethernet информация в виде xml-файлов форматов 80020, 80030 поступает на сервера ИВК ПАО «Мосэнергосбыт» (HP Proliant DL380 G5, заводской № CZJ804A3XH и заводской № CZJ839A2YR).

На серверах ИВК ПАО «Мосэнергосбыт» - осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов. Сервером ИВК ПАО «Мосэнергосбыт» в том числе осуществляется прием xml-файлов формата 80020, 80030, 80040 из ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов форматов 80020, 80030, 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «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), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-3, УСВ-2, УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемников. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3 ±100 мкс. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 не более ±10 мкс. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с.

Сервер ИВК ПАО «Мосэнергосбыт» и сервер ИВК ИКМ «Пирамида» имеют доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Серверы периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Сравнение показаний часов сервера ИВК ПАО «МОЭСК» (для ИК №№ 1-5, 30-34), часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 (для ИК №№6-8) и сервера ИВК АО «ПРОТЭП» (для ИК №№ 12-29) со временем соответствующих УСВ-3, УСВ-1 и УСВ-2 производится ежеминутно, корректировка часов серверов и контроллера производится при расхождении с соответствующим УСВ-3, УСВ-1 и УСВ-2 на величину не более ±0,1 с.

Сравнение показаний часов УСПД RTU-325, RTU-325L с часами сервера ИВК ПАО «МОЭСК» производится ежеминутно, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину не более ±0,1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД RTU-325, RTU-325L (для ИК №№ 1-5, 30-34), СИКОН С70 (для ИК №№ 6-8) и сервера ИВК АО «ПРОТЭП» (для ИК №№ 12-29), сервера ИВК ИКМ «Пирамида» (для ИК №9), сервера ИВК ПАО «Мосэнергосбыт» (для ИК №№ 10, 11) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД RTU-325, RTU-325L, СИКОН С70 и серверов ИВК на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от счетчиков электрической энергии до серверов и до УСПД RTU-325, RTU-325L, СИКОН С70 и ИВК ИКМ «Пирамида», а также от УСПД RTU-325, RTU-325L, СИКОН С70 и ИВК ИКМ «Пирамида» до серверов реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и серверов отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», программный комплекс (далее - ПК) «Энергосфера» и ПО «Пирамида 2000», в состав которых входят программы, указанные в таблицах 1а, 1б и 1в. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаТЦЕНТР», ПК «Энергосфера» и «Пирамида 2000».

Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.07.03

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

PSO.ex

e

Adcenter.e

xe

AdmTool.e

xe

ControlAg AlarmSvc.e e.exe xe

expimp.ex

e

Номер версии (идентификационный номер) ПО

7.1

Цифровой идентификатор ПО

894A49

872515

35BF76

6764E4

3D3945

6B

AAE25EF

AD36E3A

14417B25

818B6676

C7

AD4DAF8F

4E4736555

020339551

D6F6D9

6B810E5B9

71BB74DD

C72FEC5C

476AA31

9098DA3

082DA1E

52DC09A

7A130D2

3478

F2B01CF

BF1DE46

14EF9C5

B36C3AF

3F6A

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

Cal-

cLeak-

age.dll

Cal-

cLosses.

dll

Metrol-

ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-

seIEC.dll

Parse-

Mod-

bus.dll

ParsePi-

ra-

mida.dll

Synchro

NSI.dll

VerifyTi

me.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d

0b1b219

065d63d

a949114

dae4

b1959ff7

0be1eb1

7c83f7b

0f6d4a1

32f

d79874d

10fc2b1

56a0fdc2

7e1ca48

0ac

52e28d7

b608799

bb3ccea

41b548d

2c83

6f557f88

5b73726

1328cd7

7805bd1

ba7

48e73a9

283d1e6

6494521

f63d00b

0d9f

c391d64

271acf40

55bb2a4

d3fe1f8f

48

ecf53293

5ca1a3fd

3215049

af1fd979

f

530d9b0

126f7cdc

23ecd81

4c4eb7c

a09

1ea5429

b261fb0

e2884f5

b356a1d

1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Но

мер

ИК

Номер на однолинейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК*

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

УСПД

Пределы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

1

ПС №129 Талдом-1 110 кВ, яч. ВЛ-110 кВ Борки-Талдом 1 правая Восточная

ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 33140 Зав. № 33141 Зав. № 33142

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000:V3/100:V3 Зав. № 1986 Зав. № 1991 Зав. № 561

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108062097

RTU-325 Зав. № 001675

HP Proliant DL370 G6 Зав. № CZJ9390 2VS

HP Proliant DL370 G6 Зав. № CZJ9380 6JT

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,0

2,0

2,9

4,5

2

2

ПС №367 Талдом-2 110 кВ, яч. ВЛ-110 кВ Борки-Талдом 2 левая Западная

ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 33130 Зав. № 33121 Зав. № 33120

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000:V3/100:V3 Зав. № 1960 Зав. № 1979 Зав. № 1980

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112065012

RTU-325 Зав. № 001726

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,0

2,0

2,9

4,5

ПС Решетниково 110 кВ.

ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 284 Зав. № 285 Зав. № 287

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108072761

Ак

тив-

ная

1,1

3,0

3

3

яч. ВЛ-110 кВ Безбород о-во-Решетниково 1 цепь

НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:V3/100:V3

HP Proliant DL370 G6

Реак

тив-

ная

2,3

4,6

ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 261 Зав. № 269 Зав. № 273

Зав. № 61268

Зав. №

Ак-

Зав. № 61302

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073474

CZJ9390

тив-

ПС Решетниково 110 кВ,

Зав. № 61333

RTU-325

2VS

ная

1,1

3,0

4

4

яч. ВЛ-110 кВ Безбород о-во-Решетниково 2 цепь

НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:V3/100:V3

Зав. № 002193

HP Proliant DL370

Реак

тив-

ная

2,3

4,6

5

5

ПС Решетниково 110 кВ,

ТФЗМ-110 Кл.т. 0,5 1000/5

Зав. № 61318 Зав. № 61635 Зав. № 70043

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

G6 Зав. № CZJ9380 6JT

Ак

тив-

ная

1,1

3,0

яч. ОВ-110 кВ

Зав. № 11345

Зав. №

Реак

тив-

ная

2,3

4,6

Зав. № 11367 Зав. № 79214

0112064196

6

6

ПС Радуга 110 кВ, яч. ВЛ-110 кВ Темпы-Волга Восточная с отп.

ТФЗМ-110Б-1 У1 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 19838 Зав. № 19762 Зав. № 19833

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000:V3/100:V3 Зав. № 16430 Зав. № 16286 Зав. № 16339

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805122444

СИКОН С70 Зав. № 01469

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 172

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

7

7

ПС Радуга 110 кВ, яч. ВЛ-110 кВ Темпы-Волга Западная с отп.

ТФЗМ-110Б-1 У1 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 19852 Зав. № 19840 Зав. № 19842

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000:V3/100:V3 Зав. № 16422 Зав. № 16404 Зав. № 16420

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108051120

СИКОН С70 Зав. № 01469

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 172

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,1

2,3

3,0

4,6

8

8

ПС Радуга 110 кВ, яч. ОВ-110 кВ

ТФЗМ-110Б-1 У1 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 19822 Зав. № 19828 Зав. № 19754

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000:V3/100:V3 Зав. № 16430 Зав. № 16286 Зав. № 16339

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000:V3/100:V3 Зав. № 16422 Зав. № 16404 Зав. № 16420

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0107050010

СИКОН С70 Зав. № 01469

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,1

2,3

3,0

4,6

9

9

ТП-411 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. фид. 4 ПС Ошейкино

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № б/н Зав. № б/н

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № б/н

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109052068

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,1

2,3

3,0

4,6

10

10

ПС-110/10/10 кВ «РЦП», ОРУ-110 кВ, ввод Т1

ТВГ-110 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 2138-10 Зав. № 2137-10 Зав. № 2136-10

СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000:V3/100:V3 Зав. № 8801874 Зав. № 8801875 Зав. № 8801876

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810141415

HP Proliant DL380 G5 Зав. № CZJ804 A3XH

HP Proliant DL380 G5 Зав. № CZJ839 A2YR

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

0,6

1,1

1.5

2.5

11

11

ПС-110/10/10 кВ «РЦП», ОРУ-110 кВ, ввод Т2

ТВГ-110 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 2118-10 Зав. № 2119-10 Зав. № 2120-10

СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000:V3/100:V3 Зав. № 8801871 Зав. № 8801872 Зав. № 8801873

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810141031

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

0,6

1,1

1.5

2.5

12

1

ПС 497 «Протвино» 110/10 кВ, КРУ-10 кВ, III СШ, ф.

33

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 39514 Зав. № 98567

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 300

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 00116645

Depo Storm 1360v2 Зав. № 381209001

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

13

2

ПС 497 «Протвино» 110/10 кВ, КРУ-10 кВ, V СШ, ф. 43

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 4334 Зав. № 12897

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 00116656

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

14

3

РП «Западный» 10 кВ, I СШ, ф.2

ТОЛ-10-1М Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 22690 Зав. № 23258

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 4190

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 13153884

Depo Storm 1360v2 Зав. № 381209001

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

15

4

РП «Западный» 10 кВ, II СШ, ф. 17

ТОЛ-10-1М Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 4157 Зав. № 17934

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 760

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 00116662

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

16

5

РП-8 10 кВ, I СШ, ф. 3

ТОЛ-10-1М Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 27413 Зав. № 27414

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1157

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 00116602

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

17

6

КТП-«Гараж» 10 кВ, ф. 2

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 3410 Зав. № 4317

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 4825

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 18766880

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

Ак-

ТОЛ-10-1

Меркурий 230

тив-

Кл.т. 0,5

ART-00

ная

1,3

3,3

18

7

РП-8 10 кВ, II СШ, ф. 19

75/5 Зав. № 6848 Зав. № 7027

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 00116650

Реак

тив-

ная

2,5

5,3

10000/100

Ак-

ТОЛ-10-1М

Зав. № 291

Меркурий 230

тив-

Кл.т. 0,5

ART-00

ная

1,3

3,3

19

8

РП-8 10 кВ, II СШ, ф. 25

200/5

Кл.т. 0,5 S/1,0

Зав. № 27412

Зав. №

Depo

Реак-

2,5

5,3

Зав. № 37041

00116603

Storm

1360v2

тив-

ная

Зав. №

Ак-

ТПОЛ-10

Меркурий 230

381209-

тив-

ПС 497 «Протвино» 110/10

Кл.т. 0,5

ART-00

001

ная

1,3

3,3

20

9

кВ, КРУ-10 кВ, VI СШ, ф.

1000/5

Кл.т. 0,5 S/1,0

76

Зав. № 9471 Зав. № 12745

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5

Зав. № 00116582

Реак

тив-

ная

2,5

5,3

10000/100

Ак-

ТВЛМ-10

Зав. № 1351

Меркурий 230

тив-

ПС 497 «Протвино» 110/10

Кл.т. 0,5

ART-00

ная

1,3

3,3

21

10

кВ, КРУ-10 кВ, VI СШ, ф.

300/5

Кл.т. 0,5 S/1,0

80

Зав. № 99527 Зав. № 41179

Зав. № 00116634

Реак

тив-

ная

2,5

5,3

22

11

РП-5/50 10 кВ, III СШ, ф. 6

ТОЛ-10-1М Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 5915 Зав. № 5916

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 218

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 00116614

Depo Storm 1360v2 Зав. № 381209001

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

23

12

РП-7 10 кВ, II СШ, ф. 23

ТВК-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 40279 Зав. № 40239

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 4100

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 00116601

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

24

13

РП-7 10 кВ, II СШ, ф. 24

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 58530 Зав. № 75054

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 00116663

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

25

14

РП-7 10 кВ, I СШ, ф. 1

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 6861 Зав. № 7208

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3522

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 00116620

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

26

15

РП-7 10 кВ, I СШ, ф. 2

ТОЛ-10 УТ2 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 11047

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 11363

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3522

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 00116664

Depo Storm 1360v2 Зав. № 381209001

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

27

16

РП-7 10 кВ, I СШ, ф. 5

ТВК-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 40247 Зав. № 33142

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 00116604

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

28

17

ЦРП-412 10 кВ, II СШ, ф.

22

ТЛМ-10-1 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 01374 Зав. № 01634

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0092

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 00599170

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

29

18

ЦРП-412 10 кВ, I СШ, ф.

23

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 01629 Зав. № 01637

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2312100000001

Меркурий 230 ART-00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 00599168

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

30

21

ПС № 158 Мишуково 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, яч. ВЛ-110 кВ Созвездие-Мишуково

ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 24839 Зав. № 24878 Зав. № 25002

EOF 123 Кл.т. 0,2 110000:V3/100:V3 Зав. № 2008.3733.01/8 Зав. № 2008.3733.01/9 Зав. № 2008.3733.01/7

EOF 123 Кл.т. 0,2 110000:V3/100:V3 Зав. № 2007.3412.01/21 Зав. № 2007.3412.01/20 Зав. № 2007.3412.01/17

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112064180

RTU-

325L, зав. № 002250

HP Proliant DL370 G6 Зав. № CZJ9390 2VS

HP Proliant DL370 G6 Зав. № CZJ9380 6JT

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,0

2,0

2,9

4,5

31

22

ПС № 158 Мишуково 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, яч. ОВ-110 кВ

ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 26673 Зав. № 26668 Зав. № 26685

EOF 123 Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 2008.3733.01/8 Зав. № 2008.3733.01/9 Зав. № 2008.3733.01/7

EOF 123 Кл.т. 0,2 110000:V3/100:V3 Зав. № 2007.3412.01/21 Зав. № 2007.3412.01/20 Зав. № 2007.3412.01/17

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112065052

RTU-

325L, зав. № 002250

HP Proliant DL370 G6 Зав. № CZJ9390 2VS

HP Proliant DL370 G6 Зав. № CZJ9380 6JT

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,0

2,0

2,9

4,5

32

23

ПС № 158 Мишуково 110/35/10 кВ, ОРУ-35 кВ, ввод ВЛ 35 кВ «Мишуково-Егоровка»

ТФЗМ-35 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 26542 Зав. № 26551

ЗНОМ-35 Кл.т. 0,5 35000:V3/100:V3 Зав. № 1229762 Зав. № 1272890 Зав. № 1212788

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108073100

RTU-

325L, зав. № 002250

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,1

2,3

3,0

4,6

33

24

ПС № 272 Егоровка 35 кВ, ОРУ-35 кВ, ввод ВЛ 35 кВ «Мишуково-Егоровка»

JOF 36 Кл.т. 0,2S 150/5 Зав. № 2007.1302.03/15 Зав. № 2007.1302.03/13 Зав. № 2007.1302.03/14

EOF 36 Кл.т. 0,2 35000:^3/100:^3 Зав. № 2007.1302.01/01 Зав. № 2007.1302.01/02 Зав. № 2007.1302.01/03

А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01264372

RTU-325, зав. № 002227

HP Proliant DL370 G6 Зав. № CZJ9390 2VS

HP Proliant DL370 G6 Зав. № CZJ9380 6JT

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

0,6

1,1

1.5

2.5

34

25

ПС № 76 Цезарево 10 кВ, КРУН-10 кВ, СШ-10 кВ, фидер №4 ВЛ 10 кВ «Це-зарево-Передел»

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 1356 Зав. № 8682

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 2682

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108074367

RTU-

325L, зав. № 002191

Ак

тив-

ная

Реак

тив-

ная

1,0

2,0

2,9

4,5

*Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3    Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

-    параметры сети: напряжение (0,95-1,05)ин; ток (1,0-1,2)!н; cosф=0,9инд.; частота (50±0,2) Гц;

-    температура окружающей среды: (20±5) °С.

4    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05)-1,2)fe1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)!н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °С; для счетчиков Меркурий 230 от минус 40 до плюс 55 °С; для счетчиков Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 55 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

5    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % !ном cosф=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 6-9 от 0 до плюс 40°C, для остальных ИК от плюс 5 до плюс 40 °С.

6    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УСПД, УСВ-1, УСВ-2, УСВ-3 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7    Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    счётчик Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т=150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    RTU-325, RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч;

-    контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т=45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика электрической энергии;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (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).

Глубина хранения информации:

-    для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 111 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее

5 лет;

-    для счетчиков электрической энергии Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 85 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    для счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 180 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    RTU-325, RTU-325L - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип

компонента

№ Г осреестра

Количество,

шт.

Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1

ТФЗМ-110

2793-88

30

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

5

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-110

22440-07

6

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1856-63

8

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-59

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-1М

36307-07

10

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-1

15128-96

2

Трансформаторы тока

ТВК-10

8913-82

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-10 УТ2

6009-77

1

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-05

6

Трансформаторы тока

ТФЗМ 35Б-! У1

26419-04

2

Трансформаторы тока

JOF 36

36509-07

3

Трансформаторы напряжения антирезонанс-ные

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

6

Трансформаторы напряжения

НКФ-110

26452-06

6

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57 У1

14205-94

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95

УХЛ2

20186-05

1

Трансформаторы напряжения

CPB 123

15853-06

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

831-69

10

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-02

2

Трансформаторы напряжения

EOF 123

29312-05

6

Трансформаторы напряжения

EOF 36

36508-07

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35

912-54

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

12

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

3

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

Меркурий 230

23345-04

16

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

Меркурий 230

23345-07

2

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

31857-11

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325

37288-08

4

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325L

37288-08

2

Контроллер сетевой индустриальный

СИКОН С70

28822-05

1

У стройства синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

51644-12

1

Сервер

HP Proliant DL370 G6

2

Сервер

HP Proliant DL380 G5

2

Сервер

Depo Storm 1360v2

1

Комплексы информационно-вычислительные

ИВК «ИКМ-Пирамида»

45270-10

1

Паспорт-формуляр

7736520080.015.ФО

1

Методика поверки

1

Поверка

осуществляется по документу МП 65288-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мосэнергосбыт». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в августе 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Документы на поверку измерительных компонентов:

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчик Меркурий 230 (госреестр № 23345-04) - в соответствии с документом АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Методика поверки», согласованным с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 14.11.2005 г.;

-    счетчик Меркурий 230 (госреестр № 23345-07) - в соответствии с документом АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счётчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованным с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.

-    счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;

-    устройства сбора и передачи данных RTU-325, RTU-325L - в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;

-    устройство синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000МП «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

-    устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ.237.00.001И1 «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

-    устройство синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом ВЛСТ.240.00.000МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

-    комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» - по документу ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.

Основные средства поверки:

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе 7736520080.015.И3 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Мосэнергосбыт». Руководство пользователя».

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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