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 |
| П О «Аль ф Ц | Е Н Т Р» |
| 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 |
Т аблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| ИКр о Но | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | Э § | § |
| 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/V3/100/V3 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/V3/100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | 8 0 - ,8 58 22 3- 7 н ^ ^ . .г е р |
| 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/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-04 НКФ-110 110000/V3/100/V3 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/V3/100/V3 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/V3/100/V3 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/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-05 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | - |
| 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/V3/100/V3 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/V3/100/V3 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 | 1,0 | 3,0 |
| Реактивная | 1,6 | 5,2 |
| 3-5, 7-9 | Активная | 1,2 | 3,1 |
| Реактивная | 1,8 | 5,2 |
| 6 | Активная | 1,3 | 4,1 |
| Реактивная | 2,1 | 7,1 |
| 13, 14 | Активная | 0,6 | 1,7 |
| Реактивная | 1,0 | 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, соответ- |
| ствующие 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, рав |
| ном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +40°С. |
| Наименование характеристики | | Значение |
| Количество ИК | | 11 |
| Нормальные условия: параметры сети: | | |
| - напряжение, % от ^ом | | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | | 0,9 |
| - частота, Гц | | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды, °С | | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | | |
| - напряжение, % от ^ом | | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | | от 1(2) до 120 |
| - коэффициент мощности: | | |
| cos9 | | от 0,5 до 1,0 |
| БШф | | от 0,5 до 0,87 |
| - частота, Гц | | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С | | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | | от -40 до +40 |
| - температура окружающей среды для серверов ИВК, °С | | от +10 до +30 |
| - атмосферное давление, кПа | | от 80,0 до 106,7 |
| - относительная влажность, %, не более | | 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 | | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| РСТВ-01-01: | | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| УСВ-3: | | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| УСПД RTU-325, RTU-325L: | | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | | 24 |
| Серверы ИВК: | | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | | 1 |
| Глубина хранения информации: Счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М.01 и СЭТ-4ТМ.03М: | | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | е н ут, с | |
| менее | | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | | 40 |
| УСПД RTU-325L, RTU-325: | | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее | | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | | 5 |
| Серверы ИВК | | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | средств | |
| измерений, лет, не менее | | 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-110Б-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-3 | 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, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
82643-21: Методика поверки МП 26.51/78/21Скачать10.1 Мб