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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мосэнергосбыт» по границе с «Владимирэнерго» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных 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.

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый 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.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (сервер БД), автоматизированное рабочее место, устройство синхронизации системного времени (СОЕВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 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 кВт^ч.

На ПС Арсаки 110/35/10 кВ, ПС Санино 110/10 кВ, ПС № 251 Водовод 110/10 кВ, ПС № 819 Мишеронь 110/10 кВ, ПС № 271 Аленино 110/6 кВ, ТПС Черусти 110/35/10 кВ, ПС № 296 Горлово 35/6 кВ, ПС № 199 Дубки 35/10/6 кВ, ПС № 660 Шерна 110/35/6 кВ, ПС № 10 Красный Угол 35/10/6 кВ, ПС № 222 Головино 35/10/6 кВ, ПС №236 Мележи 35/6 кВ установлены УСПД, которые по проводным линиям связи по каналам GSM один раз в 30 минут опрашивают счетчики ИИК № 1-11, 13-20, 22-25, считывают параметры электросети и 30-минутный профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены коэффициентов трансформации установлены равными единице. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.

Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» с периодичностью один раз в 30 минут по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал) опрашивает УСПД ИИК № 1-3 и считывает с них 30-минутные профили счетчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго».

Для ИИК № 21 цифровой сигнал с выхода счетчика по линиям связи и далее через GSM-модем поступают на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго». Считанные данные также записываются в базу данных сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго».

Коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» опрашивает УСПД ИИК № 4-11, 13-20, 22-25 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счетчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных сервера ПАО «МОЭСК».

Коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» опрашивает счетчик ИИК № 12 и считывает с него 30-минутные профили мощности для канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных сервера ПАО «МОЭСК».

Серверы филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ПАО «МОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации для ИИК 12 и 21), перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и 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.

Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» и сервер ПАО «МОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML (макеты электронных документов 80020, 80030) и отправляет данные коммерческого учета на сервер ПАО «Мосэнергосбыт».

Сервер ПАО «Мосэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» и сервера ПАО «МОЭСК» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД Oracle). Сервер базы данных ПАО «Мосэнергосбыт» при помощи программного обеспечения осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Московское РДУ и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «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 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.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Коррекция времени сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» и сервера ПАО «Мосэнергосбыт» происходит по сети Internet от NTP-сервера, расположенного на территории ФГУП «ВНИИФТРИ». Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Предел допускаемой абсолютной погрешности измерений времени серверов филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ПАО «Мосэнергосбыт» с источником точного времени (NTP-сервер) не более ±0,2 с/сут.

В качестве устройства синхронизации времени на сервере ПАО «МОЭСК» используется устройство УСВ-3. УСВ-3 осуществляет прием сигналов точного времени непрерывно.

Сравнение показаний часов серверов ПАО «МОЭСК» и УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера ПАО «МОЭСК» и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «МОЭСК» и УСВ-3.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 1-3 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК 1-3 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 1-3 и филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину не более чем ±0,3 с.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 4-11, 13-20, 22-25 и сервера ПАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК 4-11, 13-20, 22-25 и сервера ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 4-11, 13-20, 22-25 и сервера ПАО «МОЭСК» на величину не более чем ±0,3 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1-11, 13-20, 22-25 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1-11, 13-20, 22-25 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1-11, 13-20, 22-25 и УСПД на величину не более чем ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 21 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчика ИИК № 21 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчика ИИК № 21 и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину не более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 12 и сервера ПАО «МОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчика ИИК № 12 и ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов счетчика ИИК № 12 и сервера ПАО «МОЭСК» на величину не более чем ±1 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера» (сервер ПАО «Мосэнергосбыт»), ПО «АльфаЦентр» (сервер ПАО «МОЭСК») и ПО «Пирамида 2000» (сервер ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго»). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1 а - 1 в. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Таблица 1 а - Идентификационные данные ПО «Энергосфера»

Таблица 1 б - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Таблица 1 в - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Технические характеристики

аблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2________________________________________________________________________________________________________

Примечания

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной

вероятности, равной 0,95.

2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

30 минут.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном cos9 = 0,8инд.

4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСПД, УССВ 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 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

5 (1) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 1, 2.

6 (2) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 4, 5.

7 (3) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 6, 7.

8 (4) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 8, 9.

9 (5) - Указанный трансформатор напряжения подключен к двум счетчикам измерительных каналов №№ 17, 18.

10 (6) - Указанный трансформатор напряжения подключен к двум счетчикам измерительных каналов №№ 19, 20.

11 (7) - Указанный трансформатор напряжения подключен к трем счетчикам измерительных каналов №№ 22, 23, 24.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

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 счетчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

Защищенность 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,

параметрировании:

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).

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 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП КЦСМ-143-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мосэнергосбыт» по границе с «Владимирэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 12.12.2017 г.

Основные средства поверки:

- средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку

средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы

со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр электронный ИВА-6Н-Д (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 46434-11);

- мультиметр «Ресурс - ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 33750-07);

- вольтаперфазометр ПАРМА ВАФ-А (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 22029-05);

-     миллитесламетр портативный универсальный; ТП2-2У (регистрационный номер

в Федеральном информационном фонде 16373-02).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

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