Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Владимирэнергосбыт" в сечении с ОАО "Мосэнергосбыт", 61463-15

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирэнергосбыт» в сечении с ОАО «Мосэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), состоящий из устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L (Госреестр № 37288-08), RTU-327L (Госреестр № 41907-09) и СИКОН С1 (Госреестр №15236-03), устройства синхронизации времени (УСВ), технических средств приема-передачи данных, каналов связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - включает в себя, серверы филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

- «Владимирэнерго», ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт», ОАО «Владимирэнергосбыт», устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Для ИИК № 4, 13 функции ИВКЭ выполняет ИВК.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах.

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 установлены УСПД, которые по проводным линиям связи и по каналам GSM один раз в 30 минут опрашивают счетчики ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22, считывают параметры электросети и 30-минутный профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены коэффициенты трансформации установлены равными единице. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.

Сервер филиала ОАО «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 мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счётчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго».

Для ИИК № 4 цифровой сигнал с выхода счетчика по линиям связи и далее через GSM - модем поступает на сервер филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» -«Владимирэнерго». Считанные данные также записываются в базу данных сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго».

Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» опрашивает УСПД ИИК № 5 - 12, 14 - 22 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий счётчиков и УСПД. Считанные данные записываются в базу данных сервера ОАО «МОЭСК».

Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» опрашивает счетчик ИИК № 13 и считывает с него 30-минутные профили мощности для канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных сервера ОАО «МОЭСК».

Серверы филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «МОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Сервер базы данных ОАО «МОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML (макеты электронных документов 80020, 80030) и отправляет данные коммерческого учета на коммуникационный сервер ОАО «Мосэнергосбыт». Коммуникационный сервер ОАО «Мосэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных. Сервер базы данных ОАО «Мосэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение и последующую передачу информации на сервер ОАО «Владимирэнергосбыт».

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

Сервер ОАО «Владимирэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемые от сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», сервера ОАО «Мосэнергосбыт» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер базы данных ОАО «Владимирэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

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

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, серверов.

Синхронизация часов серверов филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Владимирэнергосбыт» происходит по сети Internet от NTP-сервера, расположенного на территории ФГУП «ВНИИФТРИ».

Ход часов серверов филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго», ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Владимирэнергосбыт» с источником точного времени (NTP-сервер) составляет не более ±0,2 с/сут.

В качестве устройства синхронизации времени на сервере ОАО «МОЭСК» используется устройство УСВ-1, к которому подключен GPS-приемник. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени непрерывно.

Сравнение показаний часов серверов ОАО «МОЭСК» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов ОАО «МОЭСК» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов сервера ОАО «МОЭСК» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 1 - 3 и сервера филиала ОАО «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 ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК № 1 - 3 и филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК № 5 - 12, 14 -2 2 и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД ИИК № 5 - 12, 14 -2 2 и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК № 5 - 12, 14 -2 2 и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22 и УСПД осуществляется при расхождении показаний счетчиков ИИК № 1 - 3, 5 - 12, 14 - 22 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 4 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 4 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК № 4 и сервера филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Владимирэнерго» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчика ИИК № 13 и сервера ОАО «МОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК № 13 и сервера ОАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК № 13 и сервера ОАО «МОЭСК» на величину более чем ±1 с.

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».

Таблица 1

ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

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

Примечания:

1.    Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98^ном до 1,02^ном;

-    сила тока от !ном до 1,2Тном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,9^ном до 1,1^ном;

-    сила тока от 0,01 !ном до 1,2 !ном для ИИК № 1 - 5, 7, 9 - 12, 16 - 21, от 0,05 !ном до 1,2 !ном для ИИК № 6, 8, 13 - 15, 22;

температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии ИИК № 1 - 3, 13, 22 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 4 - 12, 14 - 21 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1 - 3, 13, 22 по ГОСТ 52425-2005, ИИК № 4 - 12, 14 - 21;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 14000 часов;

-    счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

-    УСПД RTU-327L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

-    УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часа;

-    для УСПД Тв < 2 часа;

-    для УСВ Тв < 2 часа

-    для сервера Тв < 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;

-    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

-    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

-    фактов параметрирования счетчика;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчики Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- хранение информации в базах данных серверов не менее 3,5 лет;

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП РТ 2289/550-2015 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО

«Владимирэнергосбыт» в сечении с ОАО «Мосэнергосбыт». Методика поверки»,

утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в июне 2015 года.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    УСПД СИКОН С1 - по документу ВЛСТ 166.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

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

-    УСПД RTU 327L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки ДЯИМ.466.215.007МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

«Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирэнергосбыт» в сечении с ОАО «Мосэнергосбыт». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0019/201501.00324-2011 от 23.03.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирэнергосбыт» в сечении с ОАО «Мосэнергосбыт»

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

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

3    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.