Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Мосэнергосбыт" по границе с "Тверьэнерго"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

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 ^ ^ .

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

Развернуть полное описание