Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Промплощадки Качканарский ГОК ОАО "Ванадий"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий» сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5S, 0,5 и 0,2S по ГОСТ 7746-2001, напряжения (ТН) классов точности 1,0 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и Альфа А1800 класса точности 0,5S и 0,2S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии, 1,0 и 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (19 точек измерений).

2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ЭКОМ-3000 М». Приемник GPS входящий в состав УСПД. Технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверы опроса, хранилище данных и сервер баз данных АИИС КУЭ, аппаратуру приема-передачи данных и оборудование локальной вычислительной сети, устройство синхронизации системного времени на основе GPS-приемника. Серверы и хранилище данных выполнены в промышленном исполнении и установлены в специализированном шкафу для обеспечения механической защиты с возможностью пломбирования.

В точках измерений №№ 1 - 9 АИИС КУЭ представляет, собой трехуровневую систему, в точках измерений №№ 10 - 19 двухуровневую систему, включающую в себя уровень ИК и ИВК.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

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

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

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИ-ИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Принцип действия:

Первичные линейные 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 3 и 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.

В точках измерений №№ 1 - 9 цифровой сигнал с выходов счетчиков через GSM\GPRS модемов PGC-01 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по выделенному каналу связи через интернет-провайдера.

В точках измерений №№ 10 - 19 цифровой сигнал с выходов счетчиков через GSM\GPRS модемы PGC-01 поступает на входы ИВК, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК, по выделенному каналу связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе приемников GPS-сигналов точного времени. Функционирование системы единого времени осуществляется в автоматическом режиме.

Приемник GPS входит в состав УСПД объектов АИИС КУЭ Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий», также GPS-приемники установлены на серверах АИИС КУЭ (Trimble Acutime).

Синхронизация серверов АИИС КУЭ Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий» происходит непрерывно от устройств синхронизации времени Trimble Acutime, погрешность синхронизации не более 50 нс.

Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам точного времени, принимаемым через GPS-приемник, входящего в состав УСПД. GPS-приемник считывает единое астрономическое время по Гринвичу. В УСПД используется программа, корректирующая полученное время согласно часовому поясу. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с.

Для ИК №№ 1 - 9 УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 3 мин., при расхождении времени счетчиков с временем сервера более 2 с выполняется корректировка, с одновременной записью проведенной коррекции времени, в журнале событий.

Для ИК №№ 10 - 19 сервер АИИС КУЭ осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 3 мин., при расхождении времени счетчиков с временем сервера более 2 с. выполняется корректировка, с одновременной записью проведенной коррекции времени, в журнале событий.

Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

ПО ИВК не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики ИК

Продолжение таблицы 2

Окончание 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) UH0M; ток (1 + 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) ином; ток (0,02 + 1,2) 1ном для ИК № 1—8, для остальных ИК ток (0,05 + 1,2) 1ном; 0,5 инд < cos9 < 0,8 емк;

- допускаемая температура окружающей среды:

для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С;

для счетчиков от минус 25 до плюс 30 °С;

для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С;

сервера от 15 до 35 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана:

- для cos9 = 0,8 инд.

- температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до 35 °С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 52323-2005 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. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч., среднее время восстановления работоспособности 0в) не более 2 ч.;

электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч., среднее время восстановления работоспособности 0в) не более 2 ч.;

УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч., среднее время восстановления работоспособности (в) не более 24 ч.;

сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч., среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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 организацию с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика,

- УСПД,

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин. (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин. (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

электросчетчики СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113,7 суток; сохранение данных при отключении питания - не менее 10 лет;

электросчетчик Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение данных при отключении питания - не менее 30 лет;

УСПД ЭКОМ-3000 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу - не менее 100 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Промплощадки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий» определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Промплощад-ки Качканарский ГОК ОАО «Ванадий». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в июле 2009 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

Альфа А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» МП-2203-0042-2006;

УСПД «ЭКОМ-3000» - по методике поверки МП 26-262-99 «ГСИ. Программнотехнический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки».

Приемник сигналов точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Сведения о методах измерений

Методы измерений с помощью АИИС КУЭ указаны в эксплуатационной документа-

ции.

Нормативные документы

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

- ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

- МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации».

- МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя ».

- ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки».

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

- ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

- ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

- Техническая документация фирмы ООО «Р.В.С.», г. Москва.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.