Назначение
Каналы измерительно - информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ковдорский ГОК» (далее по тексту - ИИК) предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ОАО «Ковдорский ГОК» (Гос. реестр № 49596-12).
Описание
ИИК состоят из двух уровней:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ОАО «Ковдорский ГОК» (далее - ИВК АИИС КУЭ ОАО «Ковдорский ГОК»), который включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) типа RTU-327 зав. № 006042 (Госсреестр № 41907-09), блок коррекции времени (БКВ) ЭНКС-2 зав. № 900 (Гос. реестр № 37328-08), сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «Ковдорский ГОК» (далее по тексту - сервер), автоматизированные рабочие места операторов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по цифровым интерфейсам RS-485, через преобразователь RS-485/Etherhet и далее (основной канал передачи данных) посредством медиаконвектора и волоконно-оптической линии или (резервный канал передачи данных) посредством телефонных кабелей связи и SHDSL-модемов, через коммутатор поступает в УСПД, где происходит обработка, накопление, хранение, отображение измерительной информации. Считанные данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных. Также в базу данных заносятся журналы событий счетчиков.
Сервер автоматически в заданные интервалы времени по цифровым каналам связи производит считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий, которые обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера. Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ. Посредством ПО «АльфаЦЕНТР», установленного на АРМ и сервере, обеспечивается передача в ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Синхронизация часов в счетчиках ИИК с единым календарным временем выполняется системой обеспечения единого времени (СОЕВ) АИИС КУЭ ОАО «Ковдорский ГОК».
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК и ИВК АИИС КУЭ ОАО «Ковдорский ГОК» происходит при каждом обращении к счетчику ИИК. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК и ИВК АИИС КУЭ ОАО «Ковдорский ГОК» на величину более чем ±1,0 с.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения ИИК (далее по тексту - ПО) входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД ИИК - ПО систем управления базами данных (СУБД SQL), и прикладное - ПО «АльфаЦЕНТР», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии, ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения ИИК приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Amrserver.exe | 106472766 | 9477D821EDF7CAEBE91E7FC6F64A696C | MD5 |
| Amrc.exe | 6AA158FCDAC5F6E000D546FA74FD90B6 |
| Amra.exe | 4BBBB813C47300FFFD82F6225FED4FFA |
| Cdbora2.dll | BAD5FB6BABB1C9DFE851D3F4E6C06BE2 |
| encryptdll.dll | 0939CE05295FBCBBBA400EEAE8D0572C |
| alphamess.dll | B8C331ABB5E34444170EEE9317D635CD |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИИК
Уровень защиты программного обеспечения ИИК от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав ИИК приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Диспетчерское наименование ИИК | Состав ИИК | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 32 | ПС 40А 150/35/6 кВ ЗРУ-6кВ яч. № 13 «ДГР-2» | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 1240 Зав. № 1249 Госреестр № 2473-69 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ПСКВ Госреестр № 2611-70 | A1805RALQ-P4GB- DW4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267937 Госреестр № 31857-11 | ИВК АИИС КУЭ ОАО «Ковдорский ГОК» | Активная Реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 33 | ПС 40А 150/35/6 кВ ЗРУ-6 кВ яч. № 28 «ДГР-3» | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 1264 Зав. № 1300 Госреестр № 2473-69 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 7683 Госреестр № 2611-70 | A1805RALQ-P4GB- DW4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267938 Госреестр № 31857-11 | ИВК АИИС КУЭ ОАО «Ковдорский ГОК» | Активная Реактивная |
| 34 | ПС 40А 150/35/6 кВ ЗРУ-6 кВ яч. № 56 «ДГР-1» | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 1277 Зав. № 1266 Госреестр № 2473-69 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 6297 Госреестр № 2611-70 | A1805RALQ-P4GB- DW4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267936 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная |
| 35 | ПС 40А 150/35/6 кВ ЗРУ-6 кВ яч. № 59 «ДГР-4» | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 1282 Зав. № 1280 Госреестр № 2473-69 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 7684 Госреестр № 2611-70 | A1805RALQ-P4GB- DW4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267939 Госреестр № 31857-11 | Активная Реактивная |
Таблица 3
| Номер канала | СО5ф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| I5 %^ I изм< I 20 % | I 20 %^ I изм< I 100 % | I100 %^ I изм~ I 120 % |
| 32 - 35 ТТ-0,5; ТН-0,5; Счетчик -0,5S | 1,0 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,9 | ±2,9 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,8 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,2 | ±2,6 |
| Номер канала | СО5ф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| I5 %^ I изм< I 20 % | I 20 %^ I изм< I 100 % | I100 %^ I изм~ I 120 % |
| 32 - 35 ТТ-0,5; ТН-0,5; Счетчик -1,0 | 0,9 | ±6,1 | ±3,4 | ±2,7 |
| 0,8 | ±5,1 | ±2,9 | ±2,4 |
| 0,5 | ±3,4 | ±2,2 | ±2,0 |
Ход часов компонентов ИИК не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%p и 81(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов ИИК:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от Ином до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов ИИК:
- напряжение питающей сети от 0,9 Uhom до 1,1-Uhom;
- сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom;
Лист № 4
Всего листов 6 температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа ИИК как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в ИИК измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии Альфа А1800- среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД RTU 327 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств ИИК от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- 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 ИИК типографским способом.
Комплектность
Комплектность ИИК приведена в таблице 4
Таблица 4
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 8 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| Счётчик электрической энергии | A1805RALQ-P4GB-DW-4 | 4 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327L | 1 |
| Модем SHDSL | FG-PAM-SAN-Eth | 2 |
| Коммутатор 6х10/100BaseTX, 2x100 BaseFX | EDS-308-SS-SC | 1 |
| Концентратор Ethernet | EDS-305 | 1 |
| Медиа-конвертер Ethernet10/100BaseТX в 100BaseFX | IMC-21-S-SC | 1 |
| Преобразователь4хИ^-485/ Ethernet | NPort5430i | 1 |
| Блок коррекции времени | ЭНКС-2.1.1.1 | 1 |
| Сервер баз данных | IBM x 3650 M3 | 1 |
| Методика поверки | МП 1819/550-2014 | 1 |
| Паспорт - формуляр | ТСАС.114217714.009. ПС | 1 |
| Специализированное программное обеспечение | ПО «Альфа-Центр» | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1819/550-2014 «ГСИ. Каналы измерительно - информационные системы автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ковдорский ГОК». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в марте 2014 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков Альфа A1800 - по документу "Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 2011 г.;
- УСПД RTU-327 - по методике поверки ДЯИМ.466215.007 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2009 г.;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием каналов измерительно - информационных системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ОАО «Ковдорский ГОК»». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1355/550-01.00229-2014 от 20.03.2014 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
