Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети, 59086-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети (далее по тексту - АИИС КУЭ ЕНЭС) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ ЕНЭС представляет собой территориально распределенную многоуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ ЕНЭС обеспечивает:

-    прием информации о результатах измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, выполненных с учетом возможных потерь, от автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) утвержденного типа, зарегистрированных в реестре средств измерений (СИ) Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ), получаемой в XML формате макета 80020;

-    синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ ЕНЭС с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU).

Другие задачи, реализуемые в АИИС КУЭ ЕНЭС:

-    расчет балансов электрической энергии и определение фактических потерь в ЕНЭС в целом и с разбивкой по ОАО «ФСК ЕЭС» и МСК, а также по любым выделенным фрагментам сети (сечениям учета);

-    хранение информации по заданным критериям (первичной информации, рассчитанной, замещенной и т.д.).

-    расчет баланса электроэнергии, определение фактических потерь по 1 ценовой, 2 ценовой и неценовым зонам, по ЕНЭС в целом, а также по иным фрагментам сети;

-    контроль за формированием балансов на нижестоящих уровнях, в т.ч. по заданным критериям;

-    формирование актов учета перетоков и интегральных актов электроэнергии (направляемых в ОАО «АТС») по сечениям между ОАО «ФСК ЕЭС» и всеми участниками оптового рынка, в том числе по межгосударственным линиям электропередач (далее - МГ ЛЭП), в соответствии с заключаемыми Соглашениями об информационном обмене;

-    формирование утвержденного набора Отчетных форм в соответствии с договорами оказания услуг по передаче;

-    формирование актов учета перетоков в XML формате макетов 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах;

-    организация информационного взаимодействия между подразделениями Исполнительного аппарата (ИА) ОАО «ФСК ЕЭС» и подразделениями Магистральных электрических сетей (далее - МЭС) - филиалов ОАО «ФСК ЕЭС», и подстанций (ПС) ЕНЭС, задействованных в процессе сбора и обработки данных о перетоках электрической энергии.

Состав АИИС КУЭ ЕНЭС:

-    измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0,2; 0,5; 1,0; 3,0; 10, измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S; 0,5S; 0,2; 0,5; 1,0; 3,0; 10, многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) классов точности 0,2S; 0,5S; 0,2; 0,5; 1, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, входящие в АИИС КУЭ утвержденных типов ПС ЕНЭС и других собственников;

-    измерительно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями АИИС КУЭ ЕНЭС, системы обеспечения единого времени (СОЕВ), входящие в АИИС КУЭ утвержденных типов ПС ЕНЭС и других собственников;

Верхний уровень АИИС КУЭ ЕНЭС - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя каналообразующую аппаратуру, центры сбора и обработки данных (ЦСОД), автоматизированные рабочие места (АРМ), СОЕВ, в том числе входящие в АИИС КУЭ утвержденных типов ПС ЕНЭС и других собственников, размещенные на Московской междугородной телефонной станции № 9 (ММТС-9), в помещениях ИА ОАО «ФСК ЕЭС», на электроустановках и в помещениях МЭС - филиалов ОАО «ФСК ЕЭС»:

МЭС Центра, МЭС Северо - Запада,

МЭС Юга, МЭС Волги,

МЭС Урала, МЭС Западной Сибири,

МЭС Сибири, МЭС Востока;

а также на электроустановках и прочих объектах других собственников.

ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» состоит из серверов сбора, серверов баз данных; системы хранения данных, подсистемы интеграции, библиотеки резервного копирования.

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос АИИС КУЭ ПС ЕНЭС последовательноцикличным способом.

Далее по спутниковым каналам связи с пропускной способностью не менее 64 кбит/с данные поступают в центральные земные спутниковые станции связи (ЦЗССС) операторов, где терминируются и передаются по существующим наземным сетям связи операторов (на основе собственных и арендованных цифровых каналов связи) на соответствующие узлы передачи данных операторов, размещенные на ММТС-9, г. Москва.

Точкой присоединения сетей операторов к единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) является ММТС-9, где присутствуют как узлы передачи данных операторов, так и узлы передачи данных ЕЦССЭ.

Границей ответственности операторов при организации связи в направлении ПС-ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» являются порты существующих маршрутизаторов узлов передачи данных ЕЦССЭ на ММТС-9.

Далее данные, получаемые от АИИС КУЭ ПС ЕНЭС, по существующему цифровому каналу ЕЦССЭ поступают па ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» (ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС) для последующей обработки, хранения и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалам ОАО «СО ЕЭС» и ИАСУ КУ ОАО «АТС».

Поскольку связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» к АИИС КУЭ ПС ЕНЭС поступают в обратном порядке.

Организация связи в направлении ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» - ЦСОД МЭС выполняется с использованием существующих каналов ЕЦССЭ.

Данные с ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» (с портов 10/100 Ethernet коммутаторов ЛВС типа Cisco, размещенных в серверных стойках), поступают по интерфейсу 10/100 Ethernet корпоративной локальной вычислительной сети ОАО «ФСК ЕЭС» в ЕЦССЭ.

Далее по существующим цифровым каналам на основе волоконно-оптических линий связи (далее - ВОЛС) данные (репликация) поступают на узел ЕЦССЭ в точке присутствия на ММТС-9. Узел ЕЦССЭ на ММТС-9 обеспечивает присоединение к сетям связи магистральных операторов и магистральному сегменту ЕЦССЭ, по каналам которых организуется трансляция данных в соответствующие ЦСОД МЭС.

Далее данные поступают на соответствующие серверы типа IBM х3650, устанавливаемые на ЦСОД МЭС. Поскольку связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД МЭС к ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» поступают в обратном порядке.

В состав АИИС КУЭ ЕНЭС входит система обеспечения единого времени (далее -СОЕВ), выполняющая законченную функцию измерений времени, которая имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений электрической энергии.

Основой СОЕВ на уровне ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС служит радиосервер точного времени типа РСТВ-01 и его модификации (№ 40586-12 в реестре СИ ФИФ ОЕИ). Радиосерверы точного времени устанавливаются в серверных стойках ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД МЭС.

РСТВ-01 обеспечивает синхронизацию времени абонентов сети с национальной шкалой координированного времени UTC (SU), регистрацию даты и времени событий и данных уровня ИВК в системе АИИС КУЭ ЕНЭС с погрешностью не более ± 5 с.

Защита каналов передачи информации в направлениях ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» -ЦСОД МЭС осуществляется с использованием средств защиты информации Единой цифровой сети связи электроэнергетики. Для защиты от несанкционированного доступа к оборудованию ИВК предусматривается размещение серверов, телекоммуникационного оборудования и источников бесперебойного питания в шкафах, с возможностью их запирания на ключ. Для серверных шкафов проводятся мероприятия по маркированию их знаками визуального контроля.

В АИИС КУЭ ЕНЭС используются следующие способы обеспечения высоких показателей надежности:

-    резервирование основных элементов (ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД МЭС);

-    резервирование баз данных;

-    резервирование каналов связи - взаимодействие между уровнями ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» и ИВКЭ ПС ЕНЭС организуется с использованием и существующего цифрового канала ЕЦССЭ и в дальнейшем организация резервного цифрового канала;

-    наличие ЗИП.

Программное обеспечение

Функции метрологически не значимой части программного обеспечения (ПО):

-    периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);

-    автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

-    хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;

-    автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;

-    использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));

-    конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;

-    предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

-    сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

-    передача данных по присоединениям в серверы ОАО «АТС», филиалам ОАО «СО ЕЭС» и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;

-    автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ЕНЭС.

Функции метрологически значимой части ПО:

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ЕНЭС;

-    обработка результатов измерений;

-    автоматическая синхронизация времени.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1

Метрологические характеристики АИИС КУЭ ЕНЭС нормированы с учетом влияния

ПО.

Защита ПО обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ ЕНЭС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Основные технические характеристики АИИС КУЭ ЕНЭС представлены в таблице 2.

Таблица 2

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии (при номинальном напряжении и симметричной нагрузке и нормальных условиях эксплуатации) для ИИК, ±5%w приведены в таблице 3.

Таблица 3

Примечания:

1    ТТ, ТН и счетчики электрической энергии входят в состав АИИС КУЭ ПС ЕНЭС утвержденного типа, подключаемых к АИИС КУЭ ЕНЭС.

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

3    W1(2)%, W5%, W20%, W100%, W120% - значения электрической энергии при 1(2)%-ном, 5%-ном, 20%-ном, 100%-ном, 120%-ном (от номинального) значениях силы электрического тока в сети соответственно.

4    Класс точности трансформаторов тока - по ГОСТ 7746-2001.

5    Класс точности трансформаторов напряжения - по ГОСТ 1983-2001.

6    Класс точности счетчиков при измерении активной энергии - по ГОСТ 31819.22-2012._

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии (при номинальном напряжении, симметричной нагрузке и нормальных условиях эксплуатации) для ИИК, ±5%W приведены в таблице 4.

Таблица 4

Примечания:

1    ТТ, ТН и счетчики электрической энергии входят в состав АИИС КУЭ ПС ЕНЭС утвержденного типа, подключаемых к АИИС КУЭ ЕНЭС.

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

3    W1(2)%, W5%, W20%, W100%, W120% - значения электроэнергии при 1(2)%-ном, 5%-ном, 20%-ном, 100%-ном, 120%-ном (от номинального) значениях силы тока в сети соответственно.

4    Класс точности трансформаторов тока - по ГОСТ 7746-2001.

5    Класс точности трансформаторов напряжения - по ГОСТ 1983-2001.

6    Класс точности счетчиков при измерении реактивной энергии - по ГОСТ 31819.23-2012. В виду отсутствия в указанном стандарте счетчиков класса точности 0,5, пределы допускаемой погрешности при измерении реактивной энергии для данных типов счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 1,0._

Ход часов компонентов АИИС КУЭ ЕНЭС не превышает ±5 с/сут.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносят на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ЕНЭС типографским способом.

Комплектность

В комплект самостоятельной поставки систем входят технические средства и программное обеспечение, приведенные в таблице 5, в количестве и по номенклатуре, определяемом конкретным заказом.

Таблица 5

Поверка

осуществляется по документу МП 59086-14 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 10 ноября 2014 г.

Всего листов 10

Средства поверки:

-    радиочасы РЧ-011 (№ 35682-07 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений). Погрешность синхронизации шкалы времени ± 0,1 с.

Сведения о методах измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети. Методика измерений электрической энергии и мощности.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети

1    ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2    ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли.