Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Межрегионэнергосбыт", 50959-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

АИИС КУЭ также предназначена для сбора, накопления, обработки и хранения измерительной информации об электроэнергии (30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии), поступающей от смежных систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электроэнергии контрагентов (далее по тексту - смежных АИИС КУЭ), формирования отчетных документов и передачи информации как в центр сбора и обработки информации оптового рынка, так и в центры сбора и обработки информации прочих организаций в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации и действующими регламентами оптового рынка электрической энергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S, трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии, класса точности 0,2S и 0,5S в режиме измерений активной электроэнергии и класса точности 0,5 и 1,0 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), представляющий из себя Центр сбора и обработки информации ОАО «Межрегионэнергосбыт» и включающий в себя каналообразующую аппаратуру; Сервер Сбора данных (далее - ССД); коммуникационное оборудование, обеспечивающее связь с системами автоматизированными информационно-измерительными организаций субъектов оптового рынка электроэнергии; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе IBM PC, специализированное программное обеспечение (далее - ПО) и устройство синхронизации системного времени УССВ.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из 1-ого и 2-ого 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение, накопление и формирование измерительной информации, диагностика состояния средств и объектов измерений оформление справочных и отчетных документов.

ССД АИИС КУЭ, установленный в серверной офиса ОАО «Межрегионэнергосбыт» (административное здание ОАО «Нефтяной Дом»), с периодичностью раз в сутки или по запросу получает от ИВК смежных АИИС КУЭ коммерческие данные по каждому каналу учета за сутки. Измерительные сигналы содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений на соответствующих смежных АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: ССД АИИС КУЭ, подключен к УССВ. Часы ССД синхронизированы с часами GPS-приемника, входящего в состав УССВ. Сличение часов ССД АИИС КУЭ с часами УССВ проводится 1 раз в 30 мин. Коррекция проводится при расхождении часов УССВ и часов ССД на значение, превышающее ± 1 с (программируемый параметр).

Часы счетчика синхронизируются от часов ССД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и часов ССД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

Смежные АИИС КУЭ (таблица 3) оснащены собственными СОЕВ. Коррекция часов в смежных АИИС КУЭ осуществляется в соответствии с принятыми проектными решениями на каждом иерархическом уровне и в соответствии с описанием типа каждой конкретной смежной АИИС КУЭ. Программируемые параметры коррекции времени в смежных АИИС КУЭ не ниже, чем указанные для АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт».

Информационный обмен с ИВК смежных АИИС КУЭ (таблица 3) осуществляется с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Измерительная информация, в том числе с ИВК смежных АИИС КУЭ, записывается в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). ССД АИИС КУЭ в автоматическом режиме раз в сутки формирует отчеты в формате XML. Отправка сформированных отчетов в формате XML как в автоматическом, так и автоматизированном режиме (по команде оператора), производится по выделенному каналу связи в ПАК коммерческого оператора оптового рынка и другим заинтересованным субъектам ОРЭМ.

Передача данных в ПАК коммерческого оператора оптового рынка и другим заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется по стеку протоколов TCP/IP.

Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Программное обеспечение

В составе АИИС КУЭ используется ПО «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

•    Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК нормированы с учетом ПО.

•    Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

S3 (J

л

н

•а

о

и

о

п

Я

Л

п

г>

Я

5

Л

н

л

и

а

5

>£

п

г>

Я

5

п

*

15

■в

»

я

н

ге

■в

5

г>

н

5

Я

5

И

о

CD

Ч

О

и

К

о

н

о

со

К

о

н

Ы 1-1^

Продолжение таблицы 2

о

о

о

о

VO

о

о

оо

ОАО «Башкирэнерго» СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч. 38, ф.38.

С ал аватнефтемаш

ОАО «Башкирэнерго» СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч. 12, ф.12.

С ал аватнефтемаш

ОАО «Башкирэнерго» СТЭЦ, ГПП, РУ 6 кВ, яч. 9, ф.2. С ал аватнефтемаш

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

3

^ нн Н

Ю ^ II

ui ^ Я ю и ю

-Р*. СЛ 0^0

^    нн Н

Ю    ^ II

ui    ^ Я

ю    || ю

-Р*.    СЛ

iо*

00

LtJ

iо* оо

LtJ

W

н

II

р

II Н

-р*.

^ §

§ II

о

о

о

о

On

О

О

О

О

О

§ II

о

о

о

о

JO

о

о

о

о

JO

>

>

>

>

>

>

td

td

td

td

td

ю

О

о

о

о

о

о

0 н

1

н

2

о

OJ

0 н

1

н

2

о

OJ

0 ч

1

н

2

о

OJ

X

н

2

К

I

Os

X

н

2

К

I

Os

X

н

2

К

I

Os

о

ю

о

Os

U)

о

ю

О

U)

о

Os

ю

о

ю

Os

о

U)

о

Os

о

о

ю

о

-р^

о

-рь.

ил

О

ю

00

о

-р^

Os

О

12000

12000

о\

24000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

--j

hd

о>

р

п

X

со

X

Р

hd

о>

р

3

к

со

X

Р

hd

о>

р

3

к

со

д

Р

>

п

К

со

Д

В3

>

п

X

СИ

д

р

П

Д

со

д

В3

00

Н-

Js>

Н-

Н-

Js>

Н-

Н-

Js>

Н-

vo

Н- Н-

JJ у>

"о 'л

н- н-

JJ у>

"о 'л

н- н-

JJ у>

"о 'л

я

чз

о

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

Ю

о

<т>

*1

о

и

к

о

н

о

со

К

о

н

Ы I'O

Продолжение таблицы 2

U)

ОАО «Салаватнефтемаш» РП-1, РУ-бкВ, 1 СШ, яч.1, (ввод 1 с ГПП СТЭЦ, _ф.12Б)

ОАО «Салаватнефтемаш» РП-2, РУ-бкВ, 1 СШ, яч.З, (ввод 1 с ГПП СТЭЦ, _ф.12А)

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

i?

i?

ю

ю

VO

ю

I

о

^1

^    нн Н

^ II

^    л g

о    ^ ^ ''О

^ ^ И

Z3 н

to II II

2<,Я

о ^ й 00

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

00

^1

I

о

^1

>

>

>

>

ю

И

ю

Cd

О

о

о

о

X

О

23

и а

I

н

ю

I

о

о

0

2 3

и а

1

н

ю

I

о

о

К

н

I

О

'С

t=l

ю

К

н

I

О

<

X

U

ю

ю

о

ю

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

U)

00

о

00

о

U)

1200

900

С\

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

--j

hd

о>

Р

П

X

со

X

Р

hd

о>

рэ

3

к

со

X

р

>

п

К

D3

X

В3

>

К

со

X

Р

00

И

о <т>

*1 о

Й К о ч

о ^

СО Го*

Н-

Js>

Н-

Н-

Js>

Н-

VO

и

К

о

н

Н- Н-\о оо

Н- Н-\о "оо

Продолжение таблицы 2

On

ОАО «Салаватнефтемаш» РП-2, РУ-бкВ, 2 СШ, яч.24, (ввод 4 с ГПП СТЭЦ, ф.38Б)

ОАО «Салаватнефтемаш» РП-1, РУ-бкВ, 2 СШ, яч.10, (ввод 2 с ГПП СТЭЦ, ф.38А)

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

i?    ^    «

ю    ИЗ    н

£ II    П

40 ,    о

о    м

<1    ^

ю*

о —

о\

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

>

>

>

>

ю

И

ю

Cd

О

о

о

о

К

О

23

и а

I

н

ю

I

о

о

0

2 3

и а

1

н

ю

I

о

о

К

н

I

О

'С

t=l

ю

К

н

I

О

<

X

U

ю

о

о

о

о

о

о

ю

о

о

о

о

о

о

00

о

Os

00

о

ю

2400

900

С\

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

--j

hd

о>

р

п

х

со

X

Р

hd

о>

рэ

3

к

со

я

р

>

п

К

D3

X

В3

>

П

X

со

X

Р

00

И

о <т>

►I

о

и

X о н

о ^

СО Го*

Н-

JN)

Н-

н-

Js>

Н-

40

К

о

н

Н- Н-LtJ 4^

\о оо

Н- Н-OJ 4^ \о "оо

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1 - 1,2) 1ном, еоБф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (18 - 25) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном;

0,5 инд. < еоБф < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 55 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для еоБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10° С до 30° С.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Межрегионэнергосбыт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

С использованием ИВК АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт» проводится информационный обмен с ИВК смежных АИИС КУЭ, указанных в таблице 3.

Таблица 3. Наименование смежных АИИС КУЭ

Примечание:

1. Допускается изменение состава смежных АИИС КУЭ (в части ИК), внесенных в Государственный реестр средств измерений утвержденных типов.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 19832001 соответственно, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчётчик Меркурий 230ART - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик «Хитон» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    ССД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервный сервер с установленным специализированным ПО «Энергосфера»;

-    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 событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на ССД.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт» представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Межрегионэнергосбыт»

Поверка

Осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

•    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

•    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;

•    Счетчики электрической энергии Меркурий 230 - по документу "Методика поверки" АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;

•    Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

•    Счетчики электрической энергии трехфазные электронные многофункциональные «Хитон» - по документу «Счетчики электрической энергии электронные трехфазные многофункциональные «Хитон». Методика поверки АЛБН 001-00-00-00ИП», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И.Менделеева в июле 2003 г.;

•    Средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

•    Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

•    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 счетчиками системы.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Межрегионэнергосбыт».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт»

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.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Межрегионэнергосбыт».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.