Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Серовский завод ферросплавов" (АИИС КУЭ СЗФ)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Серовский завод ферросплавов» (АИИС КУЭ СЗФ) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений количества активной и реактивной электрической энергии и электрической мощности, потребляемой ОАО «Серовский завод ферросплавов», с привязкой к единому календарному времени, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, включающую в себя 30 измерительных каналов (ИК).

Принцип действия системы состоит в измерении электрической энергии по каждому ИК при помощи счетчиков с трансформаторным включением и последующей автоматизиро-ванной обработкой результатов измерений. Измерение средней мощности основано на измерении электрической энергии на заданном интервале времени.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение активной электрической энергии и реактивной электрической энергии (интегрированной реактивной мощности) нарастающим итогом;

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- автоматизированный сбор (периодический и/или по запросу) измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и привязкой к единому календарному времени;

- хранение информации об измеренных величинах в специализированной защищенной базе данных;

- автоматизированную передачу результатов измерений, состояния объектов и средств измерений на вышестоящие уровни, в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, состояниям объектов и средств измерений;

- защиту технических и программных средств и информационного обеспечения (данных) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- автоматизированную регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);

- конфигурирование и настройку параметров системы;

- ведение единого системного времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

- уровень точки учета (нижний уровень), который состоит из 30 информационноизмерительных комплексов (ИИК) и включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН), вторичные измерительные цепи, электронные счетчики активной и реактивной электрической энергии;

- уровень ИВКЭ (измерительно-вычислительный комплекс электроустановки), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру;

- верхний уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - содержит сервер базы данных и технические средства приема-передачи данных в ИАСУ КУ ОАО «АТС», а также в филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Свердловское РДУ.

Первичные токи и напряжения в присоединениях преобразуются измерительными трансформаторами тока и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня и по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков электрической энергии. В АИИС КУЭ применены счетчики типа «Альфа А 1800», «СЭТ -4ТМ», «ПСЧ-4ТМ». Масштабированные сигналы тока и напряжения поступают на измерительную СБИС счетчика, где происходит аналого-цифровое преобразование (частота выборки 2400 Гц) по трем входным каналам и вычисление подлежащих измерению величин. Электрическую энергию вычисляют как интеграл по времени от усредненной за два периода мгновенной активной мощности. Для расчета полной мощности используют среднеквадратические значения токов и напряжений на том же интервале, реактивную мощность вычисляют по известным значениям полной и активной мощности. Счетчик хранит в памяти накопленные значения энергии и профили нагрузки на заданных интервалах (30 мин).

Среднюю активную (реактивную) электрическую мощность вычисляют как усредненное значение мощности на заданном интервале времени (30 мин).

Сигналы в цифровой форме с выходов счетчиков (ИИК №№ 1-27) по каналу RS-485/Ethernet поступают на входы УСПД, где осуществляется сбор, хранение и первичная обработка измерительной информации, ее накопление и передача на верхний уровень. Дополнительно для ИИК №№ 1-27 предусмотрена передача данных по каналу RS-485/Ethernet на ИВК. Сигналы в цифровой форме с выходов счетчиков (ИИК №№ 28-30) по каналу RS-485/Ethernet поступают на входы ИВК.

На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS/ГЛОНАСС, и средства измерений времени всех уровней системы (часы счетчиков, УСПД, сервера БД). В качестве приемника используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы сервера БД и счетчиков. УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов УСПД, при превышении порога 1 с происходит коррекция часов УСПД. Часы ИВК синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер ИВК, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД (ИИК №№ 1-27) и ИВК (ИИК №№ 28-30) с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД или ИВК более чем на ±2 с. При длительном нарушении работы канала связи ИВКЭ-ИИК время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта при снятии показаний через оптический порт счетчиков. Погрешность хода часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

Уровень ИВК содержит программное обеспечение (ПО) "АльфаЦЕНТР". С помощью ПО "АльфаЦЕНТР" решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР"______________________________

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом влияния ПО.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.77-2014 соответствует уровню «высокий».

Технические характеристики

Перечень измерительных каналов АИИС КУЭ с указанием измерительных компонентов и их характеристик представлен в таблице 2. Сведения о количестве измерительных компонентов и их номера по Государственному реестру СИ приведены в таблице 3. Метрологические характеристики ИК приведены в таблице 4.

Таблица 2 - Перечень измерительных каналов системы

Таблица 3 - Измерительные компоненты

Примечание - допускается замена измерительных компонентов на компоненты того же типа или аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у заменяемых. Замену оформляют актом в соответствии с МИ 2999-2011 (Приложение Б) и записью в формуляре АИИС КУЭ.

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК

Примечания:

1) в качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны пределы, соответствующие доверительной вероятности 0,95 для значений относительной погрешности, рассчитанных по метрологическим характеристикам средств измерений, входящих в канал, при номинальном токе нагрузки без учета влияющих факторов и методических составляющих погрешности;

2) для тока нагрузки, отличающегося от номинального, относительная погрешность ИК может быть рассчитана при соответствующих значениях погрешностей компонентов для cos ф=0,7 (sin ф=0,7) по формуле, приведенной в методике поверки МП 42-262-2008 с Изменением № 1;

3) суммарную погрешность измерений электрической энергии и электрической мощности рассчитывают в соответствии с утвержденной методикой измерений.

Таблица 5 - Технические характеристики АИИС КУЭ

Надежность системных решений:

Механическая устойчивость к внешним воздействиям обеспечивается защитой кабельной системы путем использования кабельных коробов, гофро- и металлорукавов, стяжек; технические средства АИИС размещают в шкафах со степенью защиты не ниже IP51. Предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование технических средств системы.

Электромагнитная устойчивость:

Радиоэлектронная защита интерфейсов обеспечивается путем применения экранированных кабелей. Экранирующие оболочки заземляют в точке заземления шкафов.

Защита оборудования (модемов) от наведенных импульсов высокого напряжения обеспечивается устройством защиты от перенапряжений.

Защита информации от разрушений при авариях и сбоях в электропитании системы обеспечивается применением в составе системы устройств, оснащенных энергонезависимой памятью, а также источников бесперебойного питания (в ИИК и ИВКЭ).

Защита информации от несанкционированного доступа на программном уровне включает в себя установку паролей на счетчики, УСПД и серверы. Электрические события (параметрирование, коррекция времени, включение и отключение питания и пр.) регистрируются в журналах событий счетчиков и УСПД. Хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в течение всего срока эксплуатации системы производится в ИВК.

Канал связи ИВКЭ-ИВК резервирован посредством сотовой связи (GSM).

Знак утверждения типа

наносится печатным способом на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляра, и способом наклейки на переднюю панель шкафа низковольтного комплектного устройства, в котором установлена аппаратура АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 42-262-2008 с Изменением № 1 "ГСИ. АИИС КУЭ СЗФ.

Методика поверки", утвержденному ФГУП «УНИИМ» 24.08.2016 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 "ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/3_(1/2)...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации" и/или по ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 "Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки", утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» "19" мая 2006 г.;

- для счетчиков 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.;

- для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

- источник сигналов точного времени ±10-4 сот шкалы времени UTC(SU) (Интернет-ресурс www.ntp1.vniiftri.ru).

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

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