Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОРЕСУРС"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, хранения и обработки данных

об измерениях активной и реактивной электроэнергии полученных от смежных АИИС КУЭ контрагентов, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» в рамках согласованного регламента.

Описание

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

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), в состав которых входят 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), состоящий из устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации времени (УСВ) на базе GPS-приемника (в составе УСПД RTU-325), технических средств приема-передачи данных, каналов связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС», УСВ на базе приемника GPS-сигналов 16-HVS, автоматизированного рабочего места администратора (АРМ ИВК), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Для ИИК 1 - 3, 5, 6 функции ИВКЭ выполняет ИВК.

АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

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

-    передача результатов измерений в организации-участники ОРЭМ;

-    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);

-    сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков.

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 электроэнергии (W, кВтч, Q, кварч) передаются в целых числах

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИИК 1 - 3, 5, 6 посредством технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС»

Цифровой сигнал с выходов счетчика ИИК 4, через УСПД, посредством технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС»

На сервере АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС» при помощи программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР» производится обработка измерительной информации (вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), ее хранение, накопление и отображение, подготовка отчетных документов, а также дальнейшая передача информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Обмен данными между другими смежными АИИС КУЭ и АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС» производится, как по выделенным (VPN, ViPNet и пр.), так и по коммутируемым каналам связи (GSM, телефонные линии и пр.).

Наименования смежных АИИС КУЭ с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС» приведены ниже:

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» на объектах ООО «Югводоканал» - ГТП «Троицкий, Ейский, Таманский групповые водопроводы» (Госреестр № 39455-08);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» (Госреестр № 54083-13);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10 кВ «Сковородино» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Востока в части дополнительных точек учета (Госреестр № 58156-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети (Госреестр №59086-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по НПС «Новозыбков» (Госреестр №57229-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по НПС «Десна» (Госреестр №57228-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по НПС «Верховье» (Госреестр №57230-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Сызрань» (Госреестр №57227-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Клин» (Госреестр №57225-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Башмаково» (НПС «Соседка») (Госреестр №57226-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Калтасы» (Госреестр №57200-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «СЗМН» (Госреестр №57224-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Транссибнефть» по объекту Анжеро- Судженская ЛПДС (Госреестр №57905-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Бавлы» (Госреестр №57983-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Караичево» (Госреестр №57985-14).

Осуществляется сбор/передача данных по электронной почте Internet (E-mail) в виде макетов XML формата от трехуровневой АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Сковородино» по присоединению ПС 220/110/35/10 кВ «Сковородино», ОРУ -110 кВ, ОВ-110 кВ.

Серверное оборудование АИИС КУЭ при помощи ПО осуществляет сбор, 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, УСПД, ИВК. В качестве базового прибора СОЕВ используется УСВ типа 16-HVS, установленное на ИВК.

УСВ подключено к ИВК. Сравнение показаний часов ИВК и УСВ происходит с цикличностью один раз в 15 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов ИВК и УСВ на величину более чем ±1 с.

Для ИИК 1 - 3, 5, 6 сравнение показаний часов счетчиков и ИВК происходит с периодичностью восемь раз в сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и ИВК на величину более чем ±1 с.

В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется GPS-приемник, который входит в состав УСПД. используется GPS-приемник осуществляют прием сигналов точного времени непрерывно.

Сравнение показаний часов GPS-приемника и УСПД происходит непрерывно. Синхронизация часов GPS-приемника и УСПД осуществляется независимо от расхождения показаний часов GPS-приемника и УСПД.

Для ИИК 4 сравнение показаний часов счетчика и УСПД происходит с периодичностью один раз в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

и

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

Состав ИИК

р

ре

ен

8

Диспетчерское наименование точки учёта

Э

К

К

В

Счетчик

ТТ

ТН

е

л

1

2

3

4

5

6

7

8

TG 245 класс точности 0,2S Ктт = 250/5 Зав.№ 00184; 00183; 00185 Г осреестр № 30489-09

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 Зав. № 1222; 1213; 1207 Госреестр № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав.№ 0803150285 Госреестр № 36697-12

ПС 220/35/10 кВ "Козьмино", ОРУ 220 кВ, Сторона Т-2 ОПУ пан. 19

S 8

ан

н

в

и

т

1

к

А

TG 245 класс точности 0,2S Ктт = 250/5 Зав.№ 00192; 00191; 00190 Госреестр № 30489-09

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 Зав. № 1222; 1213; 1207 Госреестр № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав.№ 0803150341 Госреестр № 36697-12

ПС 220/35/10 кВ "Козьмино", ОРУ 220 кВ, Сторона СВ ПУ пан. 19

Я 8

ан

н

в

и

т

2

к

А

TG 245 класс точности 0,2S Ктт = 250/5 Зав.№ 00186; 00182; 00181 Госреестр № 30489-09

НАМИ-220 УХЛ1 класс точности 0,2 Ктн = 220000/V3/100/V3 Зав.№ 1210; 1221; 1205 Госреестр № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав.№ 0803150257 Госреестр № 36697-12

ПС 220/35/10 кВ "Козьмино", ОРУ 220 кВ, Сторона Т-1 ОПУ пан. 19

Я 8

ан

н

в

и

т

к

А

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

Примечания:

1.    Погрешность измерений 8i(2)%p и 5i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj<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:

-    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 0,011ном до 1,2 1ном;

-    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии для ИИК № 1 - 3, 5, 6 по ГОСТ Р 52425-2005, для ИИК № 4 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. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

-    счетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов.

-    УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчиков и 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, 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);

-    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчики Альфа А1800 - не менее 172 суток; при отключении питания данные сохраняются не менее 30 лет;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - не менее 113 суток, при отключении питания данные сохраняются не менее 30 лет;

-    УСПД RTU-325 - не менее 18 месяцев, при отключении питания данные сохраняются не менее 5 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 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2709-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в декабре 2015 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 СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

-    счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;

-    УСПД RTU-325 - по методике поверки ДЯИМ.466453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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

Метод измерений изложен в документе: «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1889/550-01.00229 - 2015 от 21 декабря 2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС»

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.