Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Татэнергосбыт" восьмая очередь

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» восьмая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную 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) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 (счётчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллеров СИКОН С70 и СИКОН С1 и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из семи центров сбора и обработки информации - ИВК АО «Татэнергосбыт», ИВК ОАО «Сетевая компания» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 56442-14), ИВК филиала ОАО «Сетевая компания» Нижнекамские ЭС, ИВК филиала ОАО «Сетевая компания» Приволжские ЭС, ИВК филиала ОАО «Сетевая компания» Елабужские ЭС, ИВК филиала ОАО «Сетевая компания» Альметьевские ЭС, ИВК филиала ОАО «Сетевая компания» Чистопольские ЭС.

ИВК АО «Татэнергосбыт» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 45270-10), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

ИВК каждого филиала ОАО «Сетевая компания» включает в себя сервер баз данных (далее - сервер БД), сервер интеллектуального кэширующего маршрутизатора (далее - сервер ИКМ), ПО «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2, АРМ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных в ИВК соответствующего филиала ОАО «Сетевая компания»: для ИК №№ 1-5, 8-14 по каналу связи сети Ethernet в ИВК филиала ОАО «Сетевая компания» Нижнекамские ЭС; для ИК №№ 6, 7 по каналу связи сети Ethernet в ИВК филиала ОАО «Сетевая компания» Приволжские ЭС; для ИК №№ 15-21 по каналу связи сети Ethernet в ИВК филиала ОАО «Сетевая компания» Елабужские ЭС; для ИК №№ 22, 23 по каналу связи сети Ethernet в ИВК филиала ОАО «Сетевая компания» Альметьевские ЭС; для ИК №№ 24, 25 по каналу связи сети Ethernet в ИВК филиала ОАО «Сетевая компания» Чистопольские ЭС. В ИВК каждого филиала ОАО «Сетевая компания» производится дальнейшая обработка и хранение поступающей информации и передача полученных данных в ИВК ОАО «Сетевая компания» по локальной вычислительной сети через Ethernet. В ИВК ОАО «Сетевая компания» осуществляется формирование и хранение полученной информации и её передача в ИВК АО «Татэнергосбыт» в виде xml-макетов форматов 80020 и 80030 по каналу связи сети Internet (по электронной почте).

Дополнительно в ИВК АО «Татэнергосбыт» в виде xml-макетов формата 80020 поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 45275-10), АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-16»

- «Казанская ТЭЦ-3» (вторая очередь) с Изменением № 1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 60384-16), АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 62954-15), АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по РБ «Куралово» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55064-13), АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по ГПС «Нижнекамск-2» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55291-13), АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 56200-14).

В ИВК АО «Татэнергосбыт» осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчётных документов.

Передача информации от ИВК «ИКМ-Пирамида» АО «Татэнергосбыт» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана и в другие смежные субъекты ОРЭ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата 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), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.

Сравнение показаний часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» АО «Татэнергосбыт» с соответствующим УСВ-2 осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-2 на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов сервера БД каждого филиала ОАО «Сетевая компания» с соответствующим УСВ-2 осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов каждого сервера БД производится при расхождении с УСВ-2 на величину более ±1 с. Для каждого филиала ОАО «Сетевая компания» сравнение показаний часов УСПД с часами сервера БД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера БД на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счётчиков с часами соответствующего УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±1 с.

Синхронизация и корректировка системного времени в ИВК ОАО «Сетевая компания» осуществляется в соответствии с описанием типа на данное средство измерений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК ОАО «Сетевая компания» (системное время), составляет ±3 с в сутки.

Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до сервера БД филиала ОАО «Сетевая компания» реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, УСПД, сервера БД филиала ОАО «Сетевая компания», сервера ИВК ОАО «Сетевая компания» и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» АО «Татэнергосбыт» отражаются в соответствующих журналах событий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, а также с помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

* Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3    Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

-    параметры сети: напряжение (0,95-1,05)-ин; сила тока (1,0-1,2)/н; cosф=0,9инд. (sin9=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл;

-    температура окружающей среды: (20±5) °С.

4    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)-ин1; диапазон силы первичного тока для ИК №№ 1-3, 5-8, 11, 14-19, 22, 23 (0,05-1,2)/н1; диапазон силы первичного тока для остальных ИК (0,01-1,2)/н1; коэффициент мощности cos^ (sin^) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счётчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)-ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2) /н2; диапазон коэффициента мощности cos^ (sin^) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °С; для счётчиков типа СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 до плюс 55 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М от 70,0 до 106,7 кПа; для счётчиков типа СЭТ-4ТМ.02 от 84,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от от плюс 15 до плюс 25 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

5    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1-3, 5-8, 11, 14-19, 22, 23 указана для силы тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 2 % от 1ном cosф=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии для ИК №№ 16, 19 от плюс 10 до плюс 30 °С, для остальных ИК - от плюс 10 до плюс 40 °С.

6    Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида», УСПД и УСВ-2 на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7    Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты АИИС КУЭ, должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ).

Таблица 3 - Данные, поступающие с АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=2 ч;

-    контроллер СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=2 ч;

-    контроллер СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=2 ч;

-    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=2 ч;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=1 ч;

-    ИВК ОАО «Сетевая компания» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=1 ч;

-    сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=1 ч;

-    сервер ИКМ - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 4=1 ч.

Надежность системных решений:

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

-    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 счётчике.

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счётчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счётчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счётчика электрической энергии;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счётчики типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    счётчики типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12) и СЭТ-4ТМ.02 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    контроллеры СИКОН С1, СИКОН С70 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);

-    ИВК ОАО «Сетевая компания» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);

-    сервер БД и сервер ИКМ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 65972-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» восьмая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» в ноябре 2016 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.087РЭ1 « Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации», раздел «Методика поверки», согласованным ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2001 г.;

-    контроллер СИКОН С1 - в соответствии с документом ВЛСТ.235.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;

-    УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001 И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    ИВК ОАО «Сетевая компания» - в соответствии с документом МП.359100.01.2013 «Комплекс измерительно-вычислительный коммерческого учета электроэнергии (ИВК) ОАО «Сетевая компания», «Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «ЦСМ Татарстан» в декабре 2013 г.

Основные средства поверки:

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» восьмая очередь

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