Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Тамбовская энергосбытовая компания"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 и RTU-325T (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя три центра сбора и обработки информации - ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго», ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» и ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации системного времени (далее-УССВ) на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000». ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ включает в себя сервер с установленным ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УССВ-2, локально-вычислительную сеть, АРМ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» включает в себя сервер с установленным ПО «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, АРМ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. 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 минут.

Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.

Для измерительных каналов (далее - ИК) (№1 и №2), состоящих из трех уровней, цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных в ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по электронной почте (макет XML 80020).

Для ИК (№3 и №4), состоящих из двух уровней, цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на вход GSM-модема, откуда по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по электронной почте (макет XML 80020).

Для ИК (№5, №6 и №7), состоящих из трех уровней, цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по электронной почте (макет XML 80020).

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам, осуществляется из ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания» по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, подключенного к ИВК «ИКМ-Пирамида» филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго», УССВ-2, подключенного к серверу ООО «Котовская ТЭЦ» и УСВ-2, подключенного к серверу ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». Устройства синхронизации системного времени синхронизируют собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемников.

Сервер, установленный в ЦСОИ ООО «Котовская ТЭЦ» и УСПД RTU-325T ежесекундно сравнивают свое системное время со временем УССВ-2, установленным в ЦСОИ

ООО «Котовская ТЭЦ». В ИК (№1 и №2) сличение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД RTU-325T производится во время сеанса связи со счетчиками (но не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчика с часами УСПД осуществляется при обнаружении расхождения больше ±2 секунды.

ИВК «ИКМ-Пирамида», установленное в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Там-бовэнерго», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1, установленным в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбовэнерго». Сличение часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. В ИК (№3 и №4) часы счетчиков синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», установленного в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» -«Тамбовэнерго». Сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (но не реже 1 раза в сутки), коррекция часов счетчиков осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. В ИК (№5, №6 и №7) шкала времени УСПД СИКОН С70 синхронизирована со шкалой времени ИВК «ИКМ-Пирамида», установленного в ЦСОИ филиала ПАО «МРСК Центра» - «Тамбов-энерго», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (но не реже 1 раза в сутки), коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (но не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчика с часами УСПД СИКОН С70 осуществляется при обнаружении расхождения больше ±3 секунды.

Сервер, установленный в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания», периодически (1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2, установленным в ЦСОИ ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». Коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «АльфаЦЕНТР». 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». Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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, что соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Активная

Реактивная

1,2

2,2

Активная

Реактивная

1,5

2,2

3,6

5,9

3; 4

Активная

Реактивная

1,4

2,0

3,1

4,8

5-7

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

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

3    Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 5 % от !ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до 40 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Надежность системных решений:

-    резервирование питания 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.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    в журнале УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервера.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 26.51.43-01-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ульяновский ЦСМ» 25.05.2018 г.

Основные средства поверки:

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

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

-    по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчики «Протон-К» - по документу «Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные «Протон-К». Методика поверки» ИСТА.003-00-00-00МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

-    устройства сбора и передачи данных RTU-325T - в соответствии с документом ДЯ-ИМ.466215.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010 г.;

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

-    устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ.221.00.000 МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 г.;

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

-    устройства синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;

-    комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;

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

-    термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Тамбовская энергосбытовая компания»

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