Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП "ТверьАтомЭнергоСбыт" АО "АтомЭнергоСбыт" по сечению АО "АтомЭнергоСбыт" (ОАО "Тверьэнергосбыт") - ПАО "Мосэнергосбыт" (ПАО "Мосэнергосбыт")

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению АО «АтомЭнергоСбыт» (ОАО «Тверьэнергосбыт») - ПАО «Мосэнергосбыт» (ПАО «Мосэнергосбыт») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов 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 (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, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83, 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 (ИВК) состоит из двух серверов - сервера базы данных ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» и сервер АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт».

Сервер базы данных ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» включает в себя автоматизированные рабочие мест персонала (АРМ), ИВК «ИКМ - Пирамида», программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Сервер АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» включает в себя автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени типа УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM с помощью технологии CSD - на сервер базы данных ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнер-го», где производится обработка измерительной информации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение результатов измерений, оформление отчётных документов. Из сервера базы данных ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии передаются в виде xml-файлов формата 80020 на сервер АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт».

Дополнительно на сервер АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ОАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» (Госреестр № 45348-10) (по измерительным каналам 50, 51, 54 согласно таблице 1), АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» по границам ОРЭ (Госреестр № 58349-14) (по измерительным каналам 1-5 согласно таблице 3). Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, сбор данных с которых производится в виде xml-макета формата 80020, указан в таблице 3.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» осуществляется от сервера АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и 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 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 все уровни. Источником сигналов точного времени для сервера базы данных ОП «ТверьАтом-ЭнергоСбыт» служит УСВ-3, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3 ±100 мкс. Сравнение показаний часов сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» и УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в час, независимо от величины расхождения показаний часов сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоС-быт» и УСВ-3.

Сервер базы данных ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» имеет 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. Сличение часов NTP-сервера осуществляется с часами сервера базы данных ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера базы данных ПАО «МРСК Центра» -«Тверьэнерго» происходит один раз в 30 минут. Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Источником сигналов точного времени для УСПД СИКОН С 70, входящий в состав АИИС КУЭ ОАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» служит УСВ-1, синхронизирующие часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Синхронизация времени УСПД от приемника точного времени происходит ежесекундно.

Сравнение показаний часов УСПД и счетчиков (для ИК № 12, 13, 13А) происходит во время сеанса связи по окончании суток. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и счетчика на величину более чем ±2 с.

Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» по границам ОРЭ используется устройство синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Синхронизация часов сервера базы данных от приемника точного времени происходит ежесекундно.

Сравнение показаний часов УСПД и сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков (для ИК № 8-11, 9А) и соответствующих УСПД происходит при каждом сеансе связи, но реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и счетчика на величину более чем ±3 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которых входят программы, указанные в таблице 1а и 1б. ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствоми ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера».

Таблица 1а - Метрологические значимые модули ПО «Пирамида 2000»

Таблица 1б — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

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

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению АО «АтомЭнергоСбыт» (ОАО «Тверьэнергосбыт») -ПАО «Мосэнергосбыт» (ПАО «Мосэнергосбыт») и их метрологические характеристики________

Таблица 3 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, результаты измерений по которым получают в рамках соглашения об информационном обмене________

Продолжение таблицы 3

Продолжение таблицы 3

*Примечания

1 В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала (соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.

2 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.;

частота (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающей среды: (23 ± 2) °С.

3 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) — 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 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)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 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 от минус 40 до плюс 60 °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 40 до плюс 50 °С;

- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

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

4 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % 1ном cos9 = 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК 1214, 13А от 0 до плюс 40 °С; для ИК 8-11, 9А от плюс 5 до плюс 40 °С.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера 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.

6 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД RTU 325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, сред

нее время восстановления работоспособности tв = 24 часа;

- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - среднее время наработки на от

каз не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- сервер HP Proliant DL320e Gen8 - среднее время наработки на отказ не менее Т =

64 067 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 часа.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспере

бойного 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 сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- 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;

- сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- счетчика электрической энергии;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (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:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на

правлениях не менее 111 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- УСПД RTU-325 - 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;

- 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

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению АО «АтомЭнергоСбыт»   (ОАО «Тверьэнергосбыт»)   - ПАО «Мосэнергосбыт»

(ПАО «Мосэнергосбыт») типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 61476-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению АО «АтомЭнергоСбыт» (ОАО «Тверьэнергосбыт») -ПАО «Мосэнергосбыт» (ПАО «Мосэнергосбыт»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 24 июня 2015 г.

Средства поверки измерительных компонентов:

- средства поверки ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика

поверки»;

- средства поверки ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения.

Методика поверки»;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- устройство синхронизации времени УСВ-3 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИ-ИФТРИ» в 2012 г;

- устройство синхронизации времени УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИ-ИФТРИ» 15.12.2004 г.;

- устройства  сбора  и  передачи  данных  RTU-325  - по  документу  ДИ-

ЯМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г;

- контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;

- комплекса информационно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005г.

Перечень основных средств 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 с счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Сведения о методах измерений

Сведения отсутствуют.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» по сечению АО «АтомЭнергоСбыт»   (ОАО «Тверьэнергосбыт»)   - ПАО «Мосэнергосбыт»

(ПАО «Мосэнергосбыт»)

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.