Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь (далее по тексту -АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнер-госбыт» первая очередь состоят из трёх уровней:
1-ый 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;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 2882205), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ОАО «Ставропольэнергосбыт, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ ИВК представляет собой персональный компьютер с операционной системой Windows, на котором установлено ПО «Пирамида 2000», подключённый к сети Ethernet.
АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращение активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к еди
ному календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной информации, рас
считанной, 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 смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и
реактивной электроэнергии по точкам измерений, входящим в сечения коммерческого учета с ОАО «Ставропольэнергосбыт», данных о состоянии соответствующих средств измерений);
- формирование актов учета перетоков и интегральных актов электроэнергии (направляе
мых в коммерческому оператору оптового рынка) по сечениям между ОАО «Ставрополь-энергосбыт» и смежными субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности;
- формирование актов учета перетоков в XML формате макетов 50080, 51070, 80020, 80030,
80040, 80050, а также в иных согласованных форматах;
- передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнер
гии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциони
рованного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт»
первая очередь;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая
очередь (коррекция часов АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь);
- ведение и передача журналов событий компонентов АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнер-
госбыт» первая очередь.
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 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч (кВар^ч).
УСПД СИКОН С70, установленный в помещении АСУ ЗАО «Сен-Гобен Кавминстек-ло», один раз в 30 минут по проводным линиям связи, опрашивает счетчик, также в нем осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
Сервер, установленный в центре сбора и обработки данных (ЦСОИ) ОАО «Ставро-польэнергосбыт», с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД и считывает с него 30-минутный профиль мощности и журналы событий за сутки, осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Internet в ОАО «АТС» и смежным субъектам ОРЭМ в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
Обмен данными между смежными АИИС КУЭ и АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнер-госбыт» первая очередь производится по электронной почте через сеть Internet в виде макетов XML формата.
Вист № 3
Всего листов 8
Наименования смежных АИИС КУЭ, с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь, приведены в Таблице 1.
Таблица 1.
| № СИ | Наименование средств измерений утвержденного типа | № в Г осрее-стре |
| 1 | Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метрос-коп) ИВК АИИСКУЭ ЕНЭС (Метроскоп) | 45048-10 |
| 2 | АИИС КУЭ МУП "Г орэлектросеть" г. Буденновска | 33015-06 |
| 3 | АИИС КУЭ ОАО "Ставропольэнерго" | 35911-07 |
| 4 | АИИС КУЭ ОАО "Г орэлектросеть" г.Ессентуки | 36775-08 |
| 5 | АИИС КУЭ "ПС 330 кВ Ставрополь" | 45941-10 |
| 6 | АИИС КУЭ № 16 ПС 330кВ "Машук" филиал ОАО "ФСК ЕЭС России" -МЭС Юга | 41655-09 |
| 7 | АИИС КУЭ "ПС 330 кВ Благодарная" | 45934-10 |
| 8 | АИИС КУЭ "ПС 330 кВ Прикумск" | 45939-10 |
| 9 | АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Буденовск" | 45942-10 |
| 10 | АИИС КУЭ "ПС 330 кВ Прохладная" | 45940-10 |
| 11 | АИИС КУЭ "ПС 330 кВ Моздок" | 45927-10 |
| 12 | АИИС КУЭ ОАО "Горэлектросеть", г. Кисловодск | 51510-12 |
| 13 | АИИС КУЭ МУП "Горэлектросеть", г.Невинномысск | 38429-08 |
| 14 | АИИС КУЭ Кабардино-Балкарского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" | 51934-12 |
| 15 | АИИС КУЭ ОАО "Кубаньэнерго" РСК | 43871-10 |
| 16 | АИИС КУЭ ЗАО "Монокристалл" | 40457-09 |
| 17 | АИИС КУЭ ОАО "Невинномысский Азот" | 35231-07 |
| 18 | АИИС КУЭ "Невинномысской ГРЭС" | 46401-11 |
| 19 | АИИС КУЭ ОАО "Пятигорские электрические сети" с Изменением № 1 | 30029-12 |
| 20 | АИИС КУЭ ООО "Метро Кэш энд Керри" 2011 | 46665-11 |
| 21 | АИИС КУЭ ООО "РН-Ставропольнефтегаз" | 50215-12 |
| 22 | АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" | 51216-12 |
| 23 | АИИС КУЭ ОАО "Ставропольская ГРЭС" | 30163-05 |
| 24 | АИИС КУЭ ОАО "ЮГК ТГК-8" филиал "Ставропольская генерация" | 33233-06 |
| 25 | АИИС КУЭ Егорлыкской ГЭС-2 | 47497-11 |
| 26 | АИИС КУЭ ОАО "Ставропольская электрическая генерирующая компания" | 33331-06 |
| 27 | АИИС КУЭ ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" (АИИС КУ ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро") | 41350-09 |
| 28 | АИИС КУЭ ООО "Ставролен" | 30673-05 |
| 29 | АИИС КУЭ филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа"- "Ставропольэнерго" | 56982-14 |
| 30 | АИИС КУЭ Карачаево-Черкесского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" | 48486-11 |
Серверное оборудование АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь 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 ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, УСПД, сервера. В качестве УССВ используются устройства УСВ-2, к которым подключены GPS-приемники. УСВ-2 осуществляют прием сигналов точного времени системы GPS-приемника один раз в сутки.
Сравнение показаний часов сервера ОАО «Ставропольэнергосбыт и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов серверов и УСВ-2.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера ОАО «Ставропольэнергосбыт происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера ОАО «Ставропольэнергосбыт на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Программные средства АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь приведён в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Пирамида 2000» | модуль, объединяющий драйвера счетчиков | BLD.dll | Версия 8 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
| драйвер кэширования ввода данных | cachect.dll | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d |
| драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ | Re- gEvSet4tm.dll | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 |
| драйвера кэширования и опроса данных контроллеров | caches 1.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb |
| cacheS10.dll | 6802cbdeda81efea2b 17145f22efOO |
| siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45 |
| sicons50.dll | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 |
| драйвер работы с СОМ-портом | comrs232.dll | bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf |
| драйвер работы с БД | dbd.dll | feO5715defeec25eO62 245268ea0916a |
| библиотеки доступа к серверу событий | ESCli-ent ex.dll | 27c46d43bllca3920c f2434381239d5d |
| filemap.dll | C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e |
| библиотека проверки прав пользователя при входе | plogin.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь приведен в Таблице 3.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь приведены в Таблице 4.
Таблица 3
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид элек-троэнер-гии |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 2.10, ф. 609 от ТПС-303 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0.5S 600/5 Зав. № 19038-08 Зав. № 19049-08 Зав. № 17829-08 Госреестр № 32139-06 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 60 Зав. № 23 Зав. № 14 Госреестр № 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606101280 Госреестр № 36355-07 | СИКОН С70 Зав.№ 05207 Госреестр №2882205 | HP ProLiant DL360 G5 Зав. № CZJ933 A663 | Активная Реактивная |
Таблица 4
| Номер ИИК | COSф | Пределы допуы активной элект | каемой относительной погрешности ИИК при измерении рической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %^ I изм< I 20 % | I 20 %^ I изм< I 100 % | I100 %^ I изм~ I 120 % |
| 1 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности И реактивной электрической энергии в рабочих эксплуатации 8, % | ИК при измерении условиях |
| 1|(2.|± I изм< I 5 % | I5 %^ I изм< I 20 % | I 20 %^ I изм< I 100 % | I100 %^ I изм~ I 120 % |
| 1 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,9 | ±4,1 | ±3,0 | ±2,9 |
| 0,8 | ±4,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±2,9 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%p и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 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 ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9 = 0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь:
- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином,
- сила тока от 0,0Ыном до 1,2^1ном;
- 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 по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
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 3. 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 ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков электроэнергии 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 ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь 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, УСПД, 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:
- счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 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
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в Таблице 5.
Таблица 5
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6 | 3 |
| Электросчетчик | ПСЧ-4ТМ.05М | 1 |
| УСПД | СИКОН С70 | 1 |
| GSM модем | IRZ MC35i | 2 |
| Сервер ОАО «Ставропольэнергосбыт» | HP Proliant DL360 G5 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000 RM 2U | 1 |
| Методика поверки | МП 1566/550-2013 | 1 |
| Формуляр | ЭССО.411711.АИИС. 960.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1566/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ставропольэнергосбыт» первая очередь. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» апреле 2013 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Ставропольэнергосбыт» ЭССО.411711.АИИС.960 РП.
Нормативные документы
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.
Рекомендации к применению
- При осуществлении торговли.
