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

Назначение

Предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Донуголь», сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- измерение календарного времени и интервалов времени;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин., 60 мин., 1 день, 1 месяц);

- перезапуск АИИС;

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

- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ОАО «Донуголь» - участникам оптового рынка электроэнергии;

- 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 паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

Описание

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

Система реализуется в виде совокупности совместно функционирующих уровней и подуровней (связующих компонентов), взаимодействующих через общие базы данных в интерактивном режиме работы.

АИИС КУЭ является иерархической, двухуровневой, интегрированной, автоматизированной измерительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 5 измерительных каналов (далее - ИК); измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) АИИС КУЭ.

Перечень информационно-измерительных каналов точек учета, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации в Государственном реестре средств измерений представлены в таблице 2.

лист № 2 всего листов 21 АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные каналы (ИК), выполняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-1989, ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-1989, ГОСТ 1983-2001, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «АЛЬФА А1800» класса точности 0,5S по ГОСТ 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035-1983 (в части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ОАО «Донуголь» и соответствующие связующие компоненты.

2-й уровень - «уровень информационно-вычислительного комплекса» (ИВК) АИИС КУЭ, выполняющий функции обработки, хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, включающий в себя сервер базы данных (БД) установленный в административном здании ОАО «Донуголь», аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр».

Уровень ИК представляет собой функционально объединенную и территориально локализованную совокупность программно-технических средств учета электроэнергии.

На данном уровне формируются и преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений. Первичные фазные 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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30- минутных интервалов времени.

В состав ИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, измерительные цепи, а также счетчики, в совокупности образующие сложный измерительный канал, сигналы с выхода которого используются для получения результатов косвенных, совокупных или совместных измерений электрической энергии по всем точкам учета, задействованным в АИ-ИС КУЭ ОАО «Донуголь».

Информационный обмен между уровнями осуществляется по радиоканалу стандарта GSM регионального оператора сотовой связи. Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК, где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВтч. (квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, формируются отчётные и справочные формы, которые передаются по каналам сотовой связи через интернет-провайдер на сервер ОАО «АТС», г. Москва и заинтересованным в получении информации организациям-участникам оптового рынка электроэнергии.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационно-вычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчик, сервер) по единому астрономическому времени, реализуемому во время сеансов связи между уровнями. Корректировка времени уровня ИВК производится при рассогласовании более ± 2 с. Уровень ИВК (сервер) осуществляет коррекцию времени счетчиков, сличение времени осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает ± 2 с). Допустимая погрешность измерений календарного времени системы ± 5с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректи-

лист № 3

всего листов 21 руемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.

В качестве информационно-вычислительного комплекса используется программный продукт «Альфа-Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», г. Москва.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Донуголь» входит:

- операционная система Windows XP Pro Russian - 1 пакет;

- прикладное программное обеспечение Office SE XP Win 32 RussianDSP - 1 пакет;

- программное обеспечение сервера - «Альфа-Центр» - AC_PE_10 - 1 пакет;

- дополнительный модуль к программному обеспечению (ПО) «Альфа-Центр» -AC_PE_10» выполнения заданий в ручном режиме и автоматически по расписанию в формате XML - 1 пакет;

- дополнительный модуль к программному обеспечению (ПО) «Альфа-Центр» -AC_PE_10» предназначенный для синхронизации времени по спутниковым часам -«Альфа-Центр AC_Time» - 1 пакет.

Основными компонентами структурной схемы Программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Донуголь» являются:

- «Альфа-Центр» - выполняет основные функции: автоматический параллельный опрос счетчиков серии Альфа с использованием различных типов каналов связи и коммутационного оборудования, накопление информации в базе данных, расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде, защита данных от несанкционированного доступа, работа с базой данных сервера с пяти рабочих мест по локальной сети;

- «Альфа-Центр Коммуникатор» - используется для описания в базе данных схем сбора данных со счетчиков электроэнергии, для ручного опроса устройств и управления автоматическими службами сбора и передачи данных «Альфа-Центр»;

- «Альфа-Центр Резерв» - используется для создания резервных копий базы данных программы «Альфа-Центр»;

- «Альфа-Центр Утилиты» - предназначено для просмотра служебной информации о HASP-ключе, состоянии базы данных, состоянии сервера и т.д.;

- «Альфа-Центр AC_Time» предназначено для синхронизации времени по спутниковым часам;

- «Альфа-Центр AC_XML» - модуль выполнения заданий в ручном режиме и автоматически по расписанию в формате XML.

ПО АС_РЕ_10 идентифицируется посредством чтения HASP-ключа Аладдин 5-ой версии с помощью программы Альфа-Центр Утилиты. ПО «Альфа-Центр», версия 11.02.02, дата выхода версии 27.09.2010 г.

Защита ПО от несанкционированного доступа на программном и логическом уровнях реализуется за счет многоуровневых паролей доступа, установка имени пользователя и пароля для разных пользователей с их правами и ролями.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении

• Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «Альфа-Центр», включающий в себя ПО внесен в Госреестр СИ РФ под № 20481-06;

• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;

• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;

• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов

лист № 10

всего листов 21

Таблица 3- Доверительные границы допускаемой относительной погрешности измерений электроэнергии в рабочих и нормальных условиях применения АИИС КУЭ ОАО «Донуголь»

Примечания:

1. В Таблице 3 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

2. Нормальные условия эксплуатации:

параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ^ 0,5) Гц;

параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,98 ^ 1,02)Uh; диапазон силы тока - (0,05 + 1,2)Хн; диапазон коэффициента мощности cos: ^тф) - 0,5 + 1,0(0,6 + 0,87);

частота - (50 + 0,15) Гц;

лист № 15

всего листов 21 магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от +5°С до + 30°С; счетчиков -от +18°С до +25°С; ИВК - от +15°С до +25°С;

относительная влажность воздуха - (70±5) %;

атмосферное давление - (100±4) кПа

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,9 - 1,1)U; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2)1н1 для ИК № 1 -5; коэффициент мощности cosф ^^ф) -0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 - 0,15) Гц;

температура окружающего воздуха - от - 35°С до +45°С для ИК № 1; от +10°С до +30°С для ИК № 2; от +5°С до +45°С для ИК № 3 и 4; от +10°С до +35°С для ИК № 5.

относительная влажность воздуха - (70±5) %;

атмосферное давление - (100±4) кПа

Для электросчетчиков:

параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,9 - 1,1)U; диапазон силы вторичного тока - (0,05 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 0,8 - 1,0(0,6); частота - (50 - 0,15) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;

температура окружающего воздуха - от +15°С до +25°С для ИК № 1; от +10°С до +30°С для ИК № 2; от +5°С до +45°С для ИК № 3 и 4; от +10°С до +35°С для ИК № 5;

относительная влажность воздуха - (70±5) %;

атмосферное давление - (100±4) кПа

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

температура окружающего воздуха - от +15°С до +25°С;

относительная влажность воздуха - (70±5) %;

атмосферное давление - (100±4) кПа

4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-1989, ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-1989, ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-1983 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом установленном на ОАО «Дон-уголь» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-1989, ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-1989, ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.

Надежность системных решений:

• Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

• Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• Ремонтопригодность;

• Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

• Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

• журнал событий счетчика:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция 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.

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- сервера БД;

• защита информации на программном уровне:

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

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донуголь» типографическим способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Донуголь» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Донуголь» представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Донуголь»______________________________

Поверка

Осуществляется по документу "ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донуголь», БЕКВ.422231.047 Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом мп-2203-0042-2006 «Счетчики электроэнергиитрехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

устройство синхронизации времени (УСВ-2), принимающее сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). Поверка производится в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТИ» 12 мая 2010 г.

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии «Альфа-Центр» - в соответствии с документом «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электроэнергии «Альфа-Центр. Методика поверки», ДЯИМ.466453.06МП0утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе БЕКВ.422231.047.РЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИ-ИС КУЭ) ОАО «Донуголь» на ПС-110/6,6/6,3 кВ «Г-19» Шахты «Шерловская-Наклонная» и ПС-110/6,6 кВ «Щебзавод». Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы

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

2. ГОСТ 7746-1989, ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3. ГОСТ 1983-1989, ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

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

6. ГОСТ 26035-83 «Счетчики электроэнергиипеременного тока электронные. Общие

лист № 21 всего листов 21 технические условия».

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

8. МИ 2441-97. «Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования».

9. БЕКВ.422231.047.РЭ «Система автоматизированная информационно

измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «Донуголь» на ПС-110/6,6/6,3 кВ «Г-19» Шахты «Шерловская-Наклонная» и ПС-110/6,6 кВ «Щебзавод». Руководство по эксплуатации».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.