Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам ПС-294 "Колтуши", ПС "Восточная", "Сосновоборские ГЭС", "Тосненские ГЭС", 63846-16

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС-294 «Колтуши», ПС «Восточная», «Сосновоборские ГЭС», «Тосненские ГЭС» (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» Волгоградское РДУ 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 - 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) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), УСПД RTU-325H (Госреестр № 44626-10), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), УССВ-35 HVS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя включает в себя коммуникационный сервер филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, сервер базы данных (СБД) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, серверы АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго», УССВ УСВ-1, УССВ-35 HVS, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

-    хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

-    передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

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

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).

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.

УСПД СИКОН С70, установленное на ПС № 333 110/10 кВ, и УСПД RTU-325H, установленное на ПС «Восточная» 330/110/35/10/6 кВ, один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики ИИК 3-6, 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.

Коммуникационный сервер филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада автоматически опрашивает УСПД ИИК № 3 - 4 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных, расположенную на сервере баз данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада.

СБД ПАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК № 5 - 6 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.

СБД АО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD (модемное соединение) опрашивает счетчики ИИК 1, 2, 7, 8 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счётчиков. Считанные данные записываются в базу данных.

Сервер баз данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада в автоматическом режиме один раз в сутки формирует отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляет данные коммерческого учета на сервер базы данных ООО «РКС-энерго».

Данные измерений, а также данные о состоянии технических и программных средств ИИК, ИВКЭ (журналы событий, статусы работоспособности каналов), по точкам измерения, опрашиваемым СБД ПАО «Ленэнерго» и СБД АО «ЛОЭСК», в автоматическом режиме один раз в сутки передаются на СБД ООО «РКС-энерго» по межмашинному обмену с использованием средств репликации БД ИИС «Пирамида».

СБД ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, СБД ПАО «Ленэнерго» и СБД АО «ЛОЭСК», на жесткий диск с последующим импортом информации в БД СБД ООО «РКС-энерго» 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 филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго». В качестве УСВ используются УСВ-1 и УССВ-35 HVS, к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1, УССВ-35 HVS осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемников непрерывно.

Сравнение показаний часов СБД ПАО «Ленэнерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час. Синхронизация часов СБД ПАО «Ленэнерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ПАО «Ленэнерго», СБД АО «ЛОЭСК», СБД ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.

Сравнение показаний часов СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ-35 HVS происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в час. Синхронизация часов СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ-35 HVS осуществляется независимо от показаний часов СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада и УССВ-35 HVS.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и УССВ-35 HVS происходит один раз в

30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 3, 4 и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД ИИК 5, 6 и УСВ-1.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1, 2, 7, 8 и СБД АО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1, 2, 7, 8 и СБД АО «ЛОЭСК» на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Пирамида 2000» представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Пирамида 2000»

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 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

On

W ^    я

^3 H    /^4

о    Cj

' ^    ^

о °    W

: , „ Я    OJ

to W ®    W

Продолжение таблицы 2

я

о

Ю*

U>

U>

U>

Я

О

tf

о

о

н

о

л

Я

о

Й

о

о

н

о

л

CO

*<

U) о

U> L-,

uj В

40 g

LtJ о

UJ j_

oj E i j

to a

J5

*& о

*<

oj a U) fa

o ia

04

о

РЭ

oj а

UJ Р5

о ia

td

О

? * Э ^ и & ►& о s

OJ

о

о

TI

*<

w to ►& У1

О « a td

? 5=1

о

U) Я j o td

►©- to

to

LtJ

LtJ

td

й

о

о

ON

о

ON

W

3

р

"to

сл

я « 3 §

II н о

to to to Lj £ OJ

Ы W W P О О О И

ООО ООО ООО ООО ООО [ч Js) J—‘

to to

LtJ LtJ

^ ^ со

W W р:

о о о о о о

to

LtJ

LtJ

о

о

о

о

о

о

On

"1

о

о

43

<т>

<т>

о

н

43

"I

о

о

43

<т>

<т>

о

н

43

U)    w    w

о    о    о

ООО

Q\    On    On

\£,    40    40

w    w    w

OJ    to    ^

О

>

О

>

4^

to

On

00

LtJ

I

О

40

^ о

"iv 0

CD

<1 о

^ 43 to w

CD II i? g

со

о о о о о о

UJ

о

о

о

о о О Ltl

Di ™

р

к>

сл

to

LtJ

to

LtJ

со

РЭ

м

io*

оо

О

^1

о

о

о

р

о

о

io*    "1

to    о

LtJ ^1

£    8

о ^

to    ^

! ° 43 <т>

«

н

д

- to to LtJ

io* ч

"iv 0

£ 8

о ^ to w

о о 00 00 о о

^ 1-1 io* О w а>

An q

40 *3

с

н

о

а    ^

г*    Н

н    о

О ^ to bj

со

о

о

о

о

оо 00 00 р

о

о

40    40

40    40

^    to

40

io*

^1

4^

О Л ^ т4

i?

OJ

^1

СИКОН С70 Зав. № 03828 Госреестр № 28822-05

RTU-325H Зав. № 004782 Госреестр № 44626-10

On

СБД ПАО «Ленэнерго», СБД 000 «РКС-Энерго»

td

о

сг>

о

й

д

о

н

о

со

2? > Щ 3

2? > Щ 3

а? > щ з

и

д

о

н

н

д

со

д

S

со

X

Р

S *

S *

КС филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, СБД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада, СБД 000 «РКС-Энерго»

г    >

1    ^

Н    ы

S    “

2    Д

X    CD

S    м

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

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

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 8ц2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от 12%.

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 0,98Ином до 1,02-ином;

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

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

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1Ином;

-    сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1 - 6, от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 7, 8;

температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С 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 - 6 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 7, 8 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1 - 6 по ГОСТ Р 52425-2005, ИИК № 7, 8 по ГОСТ 26035-83;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как 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;

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

-    счетчик МТ 851 - среднее время наработки на отказ не менее 1847754 часов;

-    УСПД RTU-325Н - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

-    УСПД СИКОН С70 - 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 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 ПСЧ-4ТМ.05М- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    счетчики МТ 851 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 85 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;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений

- не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-3076-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «РКС-энерго» по объектам ПС-294 «Колтуши», ПС «Восточная», «Сосновоборские ГЭС», «Тосненские ГЭС». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2016 года.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков электроэнергии Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;

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

-    счетчиков МП 851 - по МИ 2158-91;

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

-    УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

-    УСПД RTU 325Н - по документу «Устройства сбора и передачи данных ЯТЦ-325Н и RTU-325^ Методика поверки ДЯИМ.466.215.005МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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.

Сведения о методах измерений

Методики измерений приведены в документах:

-    «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС-294 «Колтуши». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0004/2016-01.00324-2011 от

19.01.2016    г.;

-    «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту ПС «Восточная». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0005/2016-01.00324-2011 от 19.01.2016 г.;

-    «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту «Сосновоборские ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0006/2016-01.00324-2011 от

20.01.2016    г.;

-    «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объекту «Тосненские ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0007/2016-01.00324-2011 от

21.01.2016    г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам ПС-294 «Колтуши», ПС «Восточная», «Сосновоборские ГЭС», «Тосненские ГЭС»

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.