Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тюменская энергосбытовая компания" с Изменением № 1

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» с Изменением № 1 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания», свидетельство

об утверждении типа Ки.Е.34.004.А № 54426, регистрационный № 56762-14 от 13.03.2014 г., и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений №№ 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» с Изменением № 1 (далее по тексту - АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1 также предназначена для сбора, накопления, обработки и хранения измерительной информации об электроэнергии (30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии), поступающей от смежных систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электроэнергии контрагентов (далее по тексту - смежных АИИС КУЭ), формирования отчетных документов и передачи информации как в центр сбора и обработки информации оптового рынка, так и в центры сбора и обработки информации прочих организаций в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации и действующими регламентами оптового рынка электрической энергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ).

Описание

АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1 представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1 включает в себя следующие уровни:

Первый уровень состоит из трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,5, трансформаторов напряжения класса точности 0,5 и счетчиков активной и реактивной электроэнергии, класса точности 0,5S в режиме измерений активной электроэнергии и класса точности 1,0 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее

- ИВКЭ), состоящий из устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-09, зав. № 08135037) и коммутационного оборудования.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), представляющий из себя Центр сбора и обработки информации ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» и включающий в себя каналообразующую аппаратуру; Сервер Сбора данных (далее - ССД); коммуникационное оборудование, обеспечивающее связь с системами автоматизированными информационно-измерительными организаций субъектов оптового рынка электроэнергии; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе IBM PC, специализированное программное обеспечение (далее - ПО) и источник частоты и времени/сервер синхронизации времени ССВ-1Г.

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

Первичные 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.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы - сервер сбора данных (далее - ССД).

ССД АИИС КУЭ, установленный в серверной офиса ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» с периодичностью раз в сутки или по запросу получает от ИВК смежных АИИС КУЭ коммерческие данные по каждому каналу учета за сутки. Измерительные сигналы содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений на соответствующих смежных АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1 оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Синхронизация часов АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: ССД АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1, подключен к источнику частоты и времени/серверу синхронизации времени ССВ-1Г.03 (Госреестр № 39485-08, зав. № 82). Сличение часов ССД АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1 с часами ССВ-1Г.03 проводится ежесекундно. Коррекция проводится при расхождении часов ССВ-1Г.03 и часов ССД на значение, превышающее ± 1 с (программируемый параметр).

Часы УСПД синхронизируются от часов ССД, сличение часов УСПД с часами ССД проводится 1 раз в 30 минут. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и часов ССД более чем на ± 1 с (программируемый параметр).

Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и часов УСПД более чем на ± 1 с (программируемый параметр).

Погрешность часов ИК АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1 не превышает

± 5 с.

Смежные АИИС КУЭ (таблица 3) оснащены собственными СОЕВ. Коррекция часов в смежных АИИС КУЭ осуществляется в соответствии с принятыми проектными решениями на каждом иерархическом уровне и в соответствии с описанием типа каждой конкретной смежной АИИС КУЭ. Программируемые параметры коррекции времени в смежных АИИС КУЭ не ниже, чем указанные для АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1.

Информационный обмен с ИВК смежных АИИС КУЭ (таблица 3) осуществляется с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Измерительная информация, в том числе с ИВК смежных АИИС КУЭ, записывается в базу данных (под управлением СУБД ORACLE). ССД АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1 в автоматическом режиме раз в сутки формирует отчеты в формате XML.

Отправка сформированных отчетов в формате XML как в автоматическом, так и автоматизированном режиме (по команде оператора), производится по выделенному каналу связи в ПАК коммерческого оператора оптового рынка и другим заинтересованным субъектам ОРЭМ.

Передача данных в ПАК коммерческого оператора оптового рынка и другим заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется по стеку протоколов TCP/IP.

Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Программное обеспечение

В составе АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» используется ПО «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Энергосфера» 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 «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

н

рэ

04

и

Я

Я

рэ

Ю

Я

43

к

со

<т>

2 О

Сн °

Е о

нн ^

со и н м е. s

04 ^

a s

Я сг>

to g

о

ч

К

X

о>

о

«

К

о>

рэ

43

рэ

п

<т>

43

Я

о

н

Я

я

Я

о

я

о

Й

я

я

н

<т>

и

ег

я

ег

я

ге

н

•а

о

и

о

п

Я

л

л

о

я

5

л

н

л

и

я

Я

>£

ге

о

я

5

л

и

15

•а

»

я

н

ге

•а

Я

О

Н

5

Я

5

И

о

о

ч

о

Й

я

о

н

о

со

я

о

н

Продолжение таблицы 2

to

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТТ

ТТ

ТТ

яч.17 2СШ РУ-10кВ ЦРП-2

ТН

Ov

яч.4 1СШРУ-10кВ ЦРП-2

ТН

яч.18 2СШ РУ-10 кВ ЦРП-2

ТН

н

х

н

X

н

X

^    я

^ НН Н

to    II

^    О

? Л й

о ^ -

о

о

о

о

о

о

^ нн    н

to ^ II

^    О

? Л    й

о ^    -

н

K)

<i 9

л я

^1

^1

VO

I

о

сл

ю

>

Ю

>

И

>

ю

>

ю

>

ю

>

о

о

О

о

о

о

я

о

л

-к

н

Я

о

Л

-к

н

я

о

л

-к

н

о

о

о

о

OJ

о

о

Ov

О

о

о

о

LtJ

о

о

Ov

о

о

-р*.

-р*.

о

LtJ

о

о

Ov

о

OV

2000

6000

6000

Ov

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

hd

о>

р

з

к

со

X

Р

hd

о>

р

з

к

со

д

Р

>

п

К

со

X

В3

>

п

К

со

д

В3

>

п

X

СИ

X

р

н- н-

JJ ^ 'л 1о

Н- Н-

JO ^ 'л 1о

Н- Н-

JO ^ 'л 1о

VO

Н- Н-

OJ Ltl

н- н-

UJ Ltl

Н- Н-

OJ Ltl

Продолжение таблицы 2

VO

РП-56, РУ-10кВ, яч.26,ф. ЮкВ "ТП-1038-2"

РП-56, РУ-10кВ, яч.15, ф. ЮкВ "ТП-1161-1"

РП-56, РУ-10кВ, яч.11, ф. ЮкВ "ТП-1038-1"

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

II

р

"vi

н

II

р

VI

^    я

^    НН Н

OJ    W II

я

VO    II

^1    Д ся

о    ^ ^

оо    >.

^ я

1°^ п

ю*

VO

-р*.

ю*

VO

LtJ

ю*

VO

LtJ

Ov ^ н

O' о II О о ^ о -о о Ю ^ о о

о

о

о

р

о

о

о о о ■ о

о

о

р

"vi

JO

"vi

p

Vl

о

о

о

о

о

о

VI

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

о

n

n

n

n

n

о

(J

H

■

H

£

о

LtJ

0

(J

H

1

H

£

о

LtJ

0

(J

H

1

H

£

о

LtJ

0

1

Vl

о

oo

о

Ov

о

oo

о

Ov

о

VO

^1

VO

Ю

о

Ю

VO

LtJ

Vl

-(^

LtJ

LtJ

LtJ

to

2000

2000

2000

Ov

Энергия активная, Wp Энергия реактивная,

_Wq_

Энергия активная, Wp Энергия реактивная,

_Wq_

Энергия активная, Wp Энергия реактивная,

_Wq_

TI

<т>

РЭ

п

Я

со

я

Р

hd

о>

р

з

д

со

я

Р

hd

о>

р

з

д

со

д

Р

>

п

К

со

X

В3

>

п

К

со

д

В3

>

п

я

СИ

Я

р

н- н-

JJ ^ 'л 1о

Н- Н-

JO ^ 'л 1о

Н- Н-

JO ^ Vi 1о

VO

Н- Н-

jts. Vi IO "-J

н- н-

■t*. Vi IO "-j

H- H-jts. y> "to "-J

Продолжение таблицы 2

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) 1ном, еоБф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (18 - 25) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном; 0,5 инд. < еоБф < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 45 °С до 50°С, для счетчиков от минус 40 °С до 60 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для еоБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10° С до 30° С.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 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 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» как его неотъемлемая часть.

С использованием ИВК АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1 проводится информационный обмен с ИВК смежных АИИС КУЭ, указанных в таблице 3.

Таблица 3 - Перечень смежных АИИС КУЭ

Примечание:

Допускается изменение состава смежных АИИС КУЭ (в части ИК), внесенных в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1 компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 19832001 соответственно, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    Источник частоты и времени/сервер синхронизации времени ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ не менее 15 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    ССД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервный сервер с установленным специализированным ПО «Энергосфера»;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

-    журнал событий ИВК:

- даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

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 информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на ССД.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 90 суток.

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» с Изменением № 1 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «ТЭК» с Изменением № 1 представлена в таблице 4.

Таблица 4

Поверка

осуществляется по документу МП 56762-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в январе 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».

-    Счетчиков электрической энергии многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородскй ЦСМ»

21 ноября 2005 г.

-    Счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки», согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.

-    Устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 - в соответствии с документом «ГСИ. Программно-технический измерительный комплек ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99», утвержденным УНИИМ в декабре 1999 г.

-    Источник частоты и времени/сервер синхронизации времени ССВ-1Г - в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.

-    Средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

-    Средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

-    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 с счетчиками системы.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» с Изменением № 1

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.

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

«Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Тюменская энергосбытовая компания». Технорабочий проект. МРЭС.411711.1804.ТРП.

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли.