Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ижсталь"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижсталь» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

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

- передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов

измерений;

- 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 данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных

средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

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

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М классов точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электрической энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных с таблице 2 (25 точек измерений).

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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 преобразуются 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы сервера БД, где осуществляется 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, через основной и резервные каналы связи сетей провайдеров Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя приемник сигналов точного времени. Время сервера БД синхронизировано со временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сервер БД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков с временем сервера БД каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем сервера БД ±3 с выполняется корректировка. Корректировка времени счетчиков выполняется не чаще раза в сутки.

П огрешность системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на основе базового программного обеспечения (БПО) КТС «Энергия+», в состав которого входят программы, указанные в таблице. 1. Защита данных обеспечивается разграничением доступа и шифрованием на уровне данных.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Примечания

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовая).

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

3 Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение от 0,98-UH до 1,02-UH; ток от 1,0-1н до 1,2-!н;

cos9 = 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С.

4 Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение от 0,9-UH до 1,1-UH; тока от 0,05-!н до 1,2-IH;

0,5инд. — cos ф — 0,8 емк.;

- допускаемая температура окружающего среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С; для сервера от 15 до 50 °С.

5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8инд и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.

6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерений активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерений 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.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик  СЭТ-4ТМ.03М  -  среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания сервера 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.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера БД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение сервера.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрировании:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (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:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -

не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижсталь» типографским способом.

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижсталь» определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

осуществляется по документу МП 44600-10 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижсталь». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2010 г.

Перечень основных средств поверки:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), регистрационный № 27008-04;

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика выполнения измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Ижсталь», зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № ФР.1.34.2005.01867.

Нормативные документы

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.