Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тульская энергосбытовая компания"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации. Данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень включает измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа СИКОН С70 (Госреестр СИ РФ № 28822-05), СИКОН С10 (Госреестр СИ РФ № 21741-01) и технических средств приема-передачи данных.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ на базе «ИКМ-Пирамида», сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

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

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД (для ИК №№ 5, 6 сигнал с выходов счетчиков по каналу GSM поступает непосредственно на ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации,

Лист № 2 Всего листов 12

оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

Результаты измерений передаются на сервер ОАО «Тульская энергосбытовая компания» (ОАО «ТЭК») в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0.

Резервным способом сбора информации от счетчиков является обмен данным с серверами смежных субъектов:

-    сервер ОАО МРСК Центра и Приволжья, филиал «Калугаэнерго»;

-    сервер ОАО МРСК Центра и Приволжья, филиал «Тулэнерго».

Данные передаются в формате 80020.

На сервере ОАО «ТЭК» создаются электронные документы, подписанные электронноцифровой подписью (ЭЦП). Отправка электронных документов в ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ осуществляется с сервера ОАО «ТЭК».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-2 на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов ИВК с часами УСВ-2 происходит каждую секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы УСПД синхронизируются от часов ИВК один раз в сутки, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД/ИВК с периодичностью один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД/ИВК более чем на ± 1 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программные модули, 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 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014

Состав 1-ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав 1-ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК.

Продолжение таблицы 2

ПС 398 «Космос» 110/35/10 кВ BJI-110 кВ Шипово - Космос

ПС 398 «Космос» 110/35/10 кВ, BJI-110 кВ Космос-Заокская

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

^    я

io*    Н

ю W    II

22    я

3 11    й

о

О И >

О td >

о

(J

н

н

о

ю

ю

О

(J

Н

н

о

ю

ю

е

е

е

е

е

е

00

LtJ

00

о

00

о

о

LtJ

00

4^1

о

оо

о

о

OJ

00

00

ю

ю

^1

4^1

ю

ю

^1

4^1

132000

132000

ON

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

п

X

со

X

Р

TI

О

РЭ

п

X

со

X

Р

>

п

X

со

X

Р

>

п

X

со

X

F

JS)

JN)

40

Js>

"-J

чУ1

Продолжение таблицы 2

ПС 220/110/1 ОкВ «Протон», ВЛ-110 кВ Протон - Заокская

ПС 398 «Космос» 110/35/10 кВ, ОВ-1Ю кВ

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

OJ

^ я

io* Н

^ « п

№ О

о\ ^ Я

On II Ux

о\ Д сп чЬ ^

<1 ^

iо*

ю

^1

VO

OJ

I

--J

io* Н

ю W II 22 о

3 11 й

о ~jo

ОО

00

о

О ■

о

JO

о

о

OJ

О td >

О td >

О td >

о td >

М

>

о

О

(J

Н

н

о

ю

ю

TI

td

I

00

LtJ

00

OJ

о

оо

о

о

LtJ

00

-(^

-р*.

On

о

о

оо

22000000

132000

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

п

х

со

X

Р

TI

о

РЭ

п

X

со

X

Р

>

п

X

со

X

Р

>

n

s

td

X

03

JN)

vo

Ю

JN)

“и>

Я

чз

о

о

и

*

<т>

X

X

а>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

On

00

ПС 34 «Шепелево» 110/35/10 кВ, BJI - 110 кВ Черепеть-Шепелево Южная

1C 34 «Шепелево» 110/35/1С кВ, BJI - 110 кВ Черепеть-Шепелево Северная

ПС 220/110/ЮкВ «Протон» ОВ-110 кВ

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

W

н

д

II

^ izl

^ о н Ж § 11 00 ^ О

0° 6 '^

о

о

н

х

н

х

^    Я

^ нн    Н

Ю    II

22    я

i? ю -р*. ю

00

I

о

LtJ

о

о

ю*

Ю

ю

00

I

о

о

о

^ нн Н

Ю ^ II

2    2 я

3    11 й 0^0

н

« II

S о

11 £

ON

On

ON

On

I

VO

^1

сг>

td

>

td

>

td

>

td

>

>

>

td

td

О

о

о

о

о

о

М

>

0

Р

1

TI

td

I

4^

о

(J

н

-р*.

н

о

ю

ю

о

(J

н

-р*.

н

о

ю

ю

Я

Я

Я

Я

Я

Я

е

е

е

о

00

о

00

-р*.

VO

о

оо

о

о

OJ

00

о

-Р*.

On

о

132000

132000

о\

22000000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

рэ

П

X

со

X

Р

TI

<т>

РЭ

п

X

со

X

Р

hd

о>

рэ

п

X

со

я

р

>

п

X

со

X

Р

>

п

К

D3

X

В3

>

п

X

со

д

р

00

JN)

Js>

Js>

VO

Ю

ю

td

о

<т>

*1

о

Й

К

о

н

О

СИ

К

о

н

JS)

U)

чУ1

чУ1

чУ1

"-J

Ю а\

Я

чз

о

ti

о

и

*

<т>

X

X

<т>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

тт

н

х

н

х

н

х

ПС 34 «Шепелево» 110/35/10 кВ, ОВ-1 ЮкВ

Счетчик

1C 34 «Шепелево» 110/35/1С кВ, BJI- 110 кВ Шепелево -

Счетчик

Белев 2

:С 34 «Шепелево» 110/35/iq кВ, BJI110 кВ Шепелево -Белев 1

Счетчик

VO

i? ю -р*. ю

00

I

о

LtJ

i? ю -р*. ю

00

I

о

LtJ

^ нн Н

Ю ^ II 22 я

3 11 й 0^0

^ нн Н

Ю Я II 22 я

3 11 й 0^0 ^ "(vi

^ нн Н

Ю Я II 22° 3 11 й 0^0 ^ "(VI

ю*

Ю

-Р*.

ю

00

I

о

OJ

ю'

Ю

VO

ю

(Vi On (VI О

cb Q

<| <Vl

w

н

II

о

'VI

н

II

JO

'VI

н

II

JO

'VI

-р*.

о

о

-р*.

о

о

о

<1 (VI

о

<1 (VI

о

о

о

о

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

>

td

td

О

о

О

о

о

о

>

О

(J

Н

-Р*.

н

£

о

ю

ю

о

(J

н

-р*.

н

£

о

ю

ю

о

(J

н

-р*.

н

£

о

ю

ю

ю

о

ю

о

о

о

00

88000

88000

о\

132000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

рэ

П

X

ся

X

Р

hd

o>

P

П

X

ся

X

F

hd

o>

p

3

s

Cd

x

P

>

п

К

Cd

X

В3

>

П

к

Cd

X

В3

>

n

X

ся

X

F

JN)

\h>

JS)

VO

“u)

td

о

о

*1

о

Й

к

о

н

о

ся

К

о

н

Js>

Js>

"<1

Js>

"-J

y\

чУ1

н^

Ю

я

-а

о

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

<т>

*1

о

Й

к

о

н

о

со

К

о

н

Ю 00

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

3.    Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) !ном, cos9 = 0,87 инд.; температура окружающей среды (23 ± 2) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02(0,05) - 1,2) !ном;

0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 60 °С; для УСПД от минус 10 °С до 50 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05) 1ном, соБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 30 °С;

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 -90000 часов; для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА - не менее 50 000 часов; для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02 - 90000 часов;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    журналах событий счетчика фиксируются факты:

-    попытка несанкционированного доступа;

-    факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    ИВК;

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

-    пароль на счетчике;

Лист № 10 Всего листов 12

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

-    ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания».

Поверка

осуществляется по документу МП 59710-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»; МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    для счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087РЭ1, раздел «Методика поверки». методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;

-    для счетчиков ЕвроАЛЬФА - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК 6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;.

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

-    для СИКОН С10 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки ВЛСТ 180.00.000 И1» утвержденным ВНИИМС в 2003 году;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

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

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания».

Всего листов 12

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тульская энергосбытовая компания»

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

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. 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».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.