Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Костромская сбытовая компания"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Костромская сбытовая компания» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание

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

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

Первый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональный счетчик активной и реактивной электрической энергии (счетчик), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ПАО «Костромская сбытовая компания» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28716-05 (Рег. № 28716-05), 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 основные задачи:

измерение 30-минутных приращение активной и реактивной электроэнергии;

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);

хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной информации, рассчитанной, замещенной и т. д.) в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений, входящим в сечения коммерческого учета с ПАО «Костромская сбытовая компания», данных о состоянии соответствующих средств измерений);

формирование актов учета перетоков и интегральных актов электроэнергии (направляемых коммерческому оператору оптового рынка) по сечениям между ПАО «Костромская сбытовая компания» и смежными субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности;

формирование отчетов в форматах XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070 а также в иных согласованных форматах;

передача результатов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным участникам оптового рынка электроэнергии;

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 ОАО «Костромская сбытовая компания»;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция часов АИИС КУЭ); ведение и передача журналов событий компонентов 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 и без корректировки на величину потерь электроэнергии в электрических сетях. Счетчик автоматически ведет журнал событий.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения 30 мин. и журнал событий соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений передаются в кВт^ч (квар^ч).

Цифровой сигнал со значениями результатов измерений и информацией из журнала событий с выхода счетчика по линиям связи и далее через GSM-модем поступает на сервер АИИС КУЭ. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов, перевод измеренных значений в именованные физические величины, корректировку измеренных значений электроэнергии на величину потерь электроэнергии в электрических сетях, округление результатов измерений), формирование, хранение справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Internet в АО «АТС» и смежным субъектам ОРЭМ в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.

Сервер АИИС КУЭ осуществляет импорт данных из XML-файлов 80020, 80030, 80040 с использованием канала связи сети Internet от смежных АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ (Таблица 1) в соответствии с кодами точек измерений, измерительных каналов, средств и объектов измерений и записывает 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии и журналы событий. Импортируемые данные сохраняются в базе данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Обработка измерительной информации из XML-файлов 80020, 80040 (умножение на коэффициенты трансформации, округление результатов измерений) не производится. Полученные данные используются при формировании, оформлении справочных и отчетных документов и последующей передачи информации по каналам связи Internet в АО «АТС» и смежным субъектам ОРЭМ в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.

Возможет импорт данных в АИИС КУЭ из XML-файлов 80020, 80030, 80040 с использованием канала связи сети Internet от других смежных АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ.

Обмен данными между смежными АИИС КУЭ и АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания» производится по электронной почте по каналу связи Internet в формате XML-файлов 80020 и 80040 с результатами измерений (30-минутными приращениями активной и реактивной электроэнергии), и в формате XML-файлов 80030 с информацией о состоянии средств измерений (журналов событий) и объектов измерений. Результаты измерений передаются в целых кВтч (квар^ч).

Наименования смежных АИИС КУЭ, с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания», приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Наименования смежных АИИС КУЭ, с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания»

Серверное оборудование АИИС при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет прием, обработку полученной измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации путем межсерверного обмена в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Передача информации в адрес АО «АТС» осуществляется с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ, а также в АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам ОРЭМ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070. Результаты измерений передаются в целых кВт^ч (квар^ч).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ-1, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1.

Сравнение показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в день. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.

СОЕВ не осуществляет синхронизацию времени в компонентах смежных АИИС КУЭ. Синхронизация часов в компонентах смежных АИИС КУЭ производится в соответствии с Описаниями типа средств измерений и документацией смежных АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 3.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4.

Таблица 3 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.

Примечания:

1 Погрешность измерений активной энергии и мощности 51(2)%P для cos9=1 нормируется от 11%, погрешность измерений 51(2)%P для cos9<1,0 нормируется от 12%.

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

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

4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока питающей сети от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

сила переменного тока от 1ном до 1,2^Ihom;

температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С;

относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 °С.

5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока питающей сети 0,9^Uhom до 1,1 •Uhom;

сила переменного тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1, 2, 5 - 10, 17, 18, 20, 24, 25; сила переменного тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 3, 4, 11 - 16, 19, 21, 22, 23, 26;

относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 °С.

температура окружающей среды:

для счетчиков 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, счетчик электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 для ИИК № 1, 2; по ГОСТ 30206-94 для ИИК № 3 - 26, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 для ИИК №  1, 2; по

ГОСТ 26035-83 для ИИК № 3 - 26;

7 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания» как его неотъемлемая часть.

8 Погрешность измерений активной и реактивной энергии рассчитана с учетом влияния метрологически значимой части программного обеспечения.

В связи с отсутствием обработки измерительной информации из XML-файлов 80020, 80040, получаемых от смежных АИИС КУЭ, погрешность измерений активной и реактивной энергии, полученных от смежных АИИС КУЭ, не изменяется.

Функции метрологически не значимой части программного обеспечения:

периодический (один раз в день) или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут) от счетчиков электрической энергии;

автоматическая регистрация событий в журнале событий;

импорт результатов измерений из XML-файлов 80020, 80040, полученных от других внешних АИИС КУЭ;

импорт событий и информации о состоянии средств измерений из XML-отчетов 80030, полученных от других смежных АИИС КУЭ с записью полученных данных в журнале событий, а также ввод информации от пользователя о состоянии объектов измерений и расчетных схем;

хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, объектов измерений и расчетных схем в специализированной базе данных;

автоматическое или по запросу формирование отчетов согласно требованиям получателей отчетов и регламентов ОРЭМ, в том числе в виде XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070, в виде электронных документов с таблицами, графиками и возможностью получения печатной копии;

использование средств электронной цифровой подписи для передачи отчетов в виде XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070 в адрес АО «АТС» и смежным субъектам ОРЭМ;

конфигурирования и параметрирование технических средств программного обеспечения;

предоставления пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

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

обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа при помощи аутентификации компонентов и пользователей, разграничения прав пользователей и паролей;

мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.

Функции метрологически значимой части программного обеспечения: конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; обработка результатов измерений;

автоматическая синхронизация времени.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчик СЭТ-4ТМ.03 (Рег. № 27524-04) - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

счетчик СЭТ-4ТМ.03 (Рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

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

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв < 2 часа;

для сервера Тв < 1 часа;

для компьютера АРМ Тв < 1 часа;

для модема Тв < 1 часа.

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, УССВ, 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 по каждой фазе;

фактов перерывов питания счетчика;

фактов коррекции времени и величин времени после коррекции;

обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики.

Наличие фиксации в журнале событий сервера следующих событий:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов трансформации (ТТ и ТН);

фактов коррекции времени и величин времени после коррекции;

пропадание питания;

замена счетчика;

полученные с уровня ИИК журналы событий и событий из XML-файлов 80030 от смежных АИИС КУЭ.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4650-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Костромская сбытовая компания». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 14.09.2017 года.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

Лист № 15

Всего листов 16

счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;

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

Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;

Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;

Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Рег. № 46656-11).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

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

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в аттестованном документе.

Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Костромская сбытовая компания». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0097/2013-01.00324-2011 от 16.05.2013 г.

Нормативные документы

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

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