Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «13» августа 2021 г. № 1786

Лист № 1

Регистрационный № 82643-21Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

информационно-измерительная

КУЭ) АО «Мосэнергосбыт»

коммерческого

по границе с

Система автоматизированная

учета электроэнергии (АИИС

«Тверьэнерго»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Мосэнергосбыт» по границе с «Тверьэнерго» (далее по тек-

сту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора,

обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информа-

ции.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,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,автоматизированноерабочееместо(АРМ),каналообразующуюаппаратуру,

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

соответствующиевходыэлектронногосчетчикаэлектрическойэнергии.Всчетчике

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 мощ-

ность.

Лист № 2

Всего листов 8

Для ИК №№ 1-5 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи ин-

терфейса 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 от-

сутствия 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 кана-

лу 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 предусматри-

вает 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 синхронизирую-

щие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени

UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

ИВК АО «Мосэнергосбыт» периодически, с установленным интервалом проверки те-

кущего 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 провер-

ки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени ИВК

ПАО «Россети Московский регион» и при расхождении ±1 с. и более, УСПД АИИС КУЭ про-

изводит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени ИВК ПАО «Россети

Московский регион».

Сравнение trial времени счетчиков электроэнергии происходит по заданному распи-

санию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электро-

энергии 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».

Лист № 3

Всего листов 8

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

MD5

Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО

Идентификационные признакиЗначение

ПО «Энергосфера»

Идентификационное наименование ПОpso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПОCBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 12.1.0.0

Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

MD5

Лист № 4

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

ИВКЭ

ИВК

ПС 110 кВ № 129 Тал-

дом-1, ОРУ-110 кВ,

ВЛ-110 кВ Борки –

Талдом 1 Восточная

ТФЗМ-110Б-IУ1

200/5

Кл. т. 0,5

Рег. № 2793-71

НАМИ-110 УХЛ1

110000/√3/100/√3

Кл. т. 0,2

Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

ПС 110 кВ № 367 Тал-

дом-2, ОРУ-110 кВ,

ВЛ-110 кВ Борки –

Талдом 2 Западная

ТФЗМ-110Б-IУ1

200/5

Кл. т. 0,5

Рег. № 2793-71

НАМИ-110 УХЛ1

110000/√3/100/√3

Кл. т. 0,2

Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

НКФ-110

110000/√3/100/√3

Кл. т. 0,5

Рег. № 26452-04

НКФ-110

110000/√3/100/√3

Кл. т. 0,5

Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

ПС 110 кВ № 587 Ре-

шетниково, ОВ-110 кВ

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

ТФЗМ-110Б-IУ1

300/5

Кл. т. 0,5

Рег. № 2793-71

НКФ-110-57

110000/√3/100/√3

Кл. т. 0,5

Рег. № 14205-05

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

ТФЗМ-110Б-IУ1

300/5

Кл. т. 0,5

Рег. № 2793-71

НКФ-110-57

110000/√3/100/√3

Кл. т. 0,5

Рег. № 14205-05

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

ПС 110 кВ Радуга,

ОРУ-110 кВ, ОВ-110

кВ

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 27524-04

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование ИКТТТНСчетчик

RTU-325,

рег. № 37288-08

УСВ-3, рег. № 51644-12,

HP ProLiant DL370 G6

RTU-325,

рег. № 37288-08

RTU-325L,

рег. № 37288-08

ПС 110 кВ № 587 Ре-

шетниково, ВЛ-110 кВ

Безбородово-

Решетниково 1 цепь

ПС 110 кВ № 587 Ре-

шетниково, ВЛ-110 кВ

Безбородово-

Решетниково 2 цепь

ТФЗМ 110Б-III

1000/5

Кл. т. 0,5

Рег. № 26421-04

ТГФ110

1500/5

Кл. т. 0,5

Рег. № 16635-04

ТФЗМ 110Б-III

1000/5

Кл. т. 0,5

Рег. № 26421-04

РСТВ-01-01, рег. № 67958-17,

HP ProLiant DL360 G5

ПС 110 кВ Радуга,

ОРУ-110 кВ, отп. на

ПС Радуга от ВЛ 110

кВ Темпы - Волга (во-

сточная)

ПС 110 кВ Радуга,

ОРУ-110 кВ, отп. на

ПС Радуга от ВЛ 110

кВ Темпы - Волга (за-

падная)

ТФЗМ-110Б-IУ1

300/5

Кл. т. 0,5

Рег. № 2793-71

НКФ-110-57

110000/√3/100/√3

Кл. т. 0,5

Рег. № 14205-05

Лист № 5

Всего листов 8

П-411 10 кВ, ВЛ-10к50/5

Рег. № 15128-03

95УХЛ2СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,5ег. № 27524-0

РСТВ-01-01, рег. № 67958-17,

HP ProLiant DL360 G5

СЭТ-4ТМ.03М

Рег. № 36697-12

13Кл. т. 0,2S/0,5-

СЭТ-4ТМ.03М

Рег. № 36697-12

14Кл. т. 0,2S/0,5-

Продолжение таблицы 2

1234567

ТОЛ 10-1

НАМИ-10-

фид.4 ПС Ошейкино

Кл. т. 0,5

10000/100

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 20186-05

ТВГ-110CPB 72-800

ПС 110 кВ РЦП, ОРУ-600/5 110000/√3/100/√3

110 кВ, ввод Т1 110 кВКл. т. 0,2SКл. т. 0,2

Рег. № 22440-07 Рег. № 47844-11

ТВГ-110CPB 72-800

ПС 110 кВ РЦП, ОРУ-600/5 110000/√3/100/√3

110 кВ, ввод Т2 110 кВКл. т. 0,2SКл. т. 0,2

Рег. № 22440-07 Рег. № 47844-11

Примечания:

1. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологиче-

скими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предпри-

ятие-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 циф-

рового идентификатора ПО).

4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце

АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хра-

нится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

Номера ИК

Таблица 3 – Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ

Вид

электроэнергии

Границы основной

погрешности (±)



, %

Границы погрешности в

рабочих условиях (±)



, %

1, 2

3-5, 7-9

13, 14

Активная 1,0 3,0

Реактивная 1,6 5,2

Активная 1,2 3,1

Реактивная 1,8 5,2

Активная 1,3 4,1

Реактивная 2,1 7,1

Активная 0,6 1,7

Реактивная 1,0 3,9

Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов

СОЕВ АИИС КУЭ к национальной шкале координированного5

времени РФ UTC (SU), (±) с

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 φ=0,8, токе ТТ, равном

100 % от I

ном

для нормальных условий, для ИК №№ 13, 14 для рабочих условий при cos φ=0,8,

токе ТТ, равном 2 % от I

ном,

и для ИК №№ 1-9 для рабочих условий при cos φ=0,8, токе ТТ, рав-

ном 5 % от I

ном

при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от −40

до +40°С.

Лист № 6

Всего листов 8

от 90 до 110

от 1(2) до 120

90000

55000

45000

100000

113

Значение

от 90 до 110

от 100 до 120

0,9

от 49,6 до 50,4

от +21 до +25

от 0,5 до 1,0

от 0,5 до 0,87

от 49,6 до 50,4

от −45 до +40

от −40 до +40

от +10 до +30

от 80,0 до 106,7

100000

Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Количество ИК

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности:

cosφ

sinφ

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

- температура окружающей среды для серверов ИВК, °С

- атмосферное давление, кПа

- относительная влажность, %, не более

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М: