Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат" - II очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат" - II очередь

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат" - II очередь (далее- АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

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

-    передача результатов измерений в организации-участники 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

-    передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-01, измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-01, многофункциональные счетчики электрической энергии Альфа А1800 (ГР № 31857-06) класса точности (КТ) 0,5S/1 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (2 точки измерения), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее- УСПД) RTU-325 (ГР № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (далее- CБД) типа IPC-610MB-F на базе Intel Core-i7 920 с установленным серверным программным обеспечением "АльфаЦЕНТР", устройство синхронизации системного времени (УССВ) выполненного на базе GPS-приемника типа 16HVS, автоматизированное рабочее место оператора (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Сервер ИВК, АРМ оператора АИИС КУЭ, УСПД уровня ИВКЭ включены в локальную сеть АО "Олкон" с помощью сетевого оборудования и поддерживают стек протокола TCP/IP-адресации архитектуры Ethernet.

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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485/ RS-232 и по беспроводному GSM/GPRS каналу (с использованием каналообразующей аппаратуры) поступает в УСПД, где производится сбор, обработка и хранение результатов измерений. Далее через сетевой коммутатор результаты измерений передаются на сервер базы данных (СБД) АИИС КУЭ.

СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется программным способом при помощи специально разработанного алгоритма. Программная реализация этого алгоритма функционирует в СБД. Алгоритм включает периодическую (не реже 1 раза в час) отправку запросов на получение значения точного времени от устройства УССВ. Коррекция шкалы времени СБД осуществляется при каждом сеансе связи с УССВ независимо от расхождения показаний часов СБД и УССВ.

Сравнение показаний часов УСПД и СБД происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция шкал времени УСПД и СБД осуществляется при расхождении показаний на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция шкал времени счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний на величину более ±2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчиков, УСПД и СБД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ на уровне ИВК используется программное обеспечение (ПО) « А льфаТ ЦЕНТР».

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1

2

Наименование ПО

АльфаТ ЦЕНТР

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1.0.0

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Номер измерительного канала

Наименование

присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

П

О

У

В

С

О

У

69

Л-99 "Хариус-озеро №1" ОРУ-110/6кВ, Л-71 РУ-6кВ ПС-11 яч. №4

ТПЛ-НТЗ-10 КТ 0,2S Ктт =1000/5

НАЛИ-НТЗ-6 КТ 0,2

Ктн =6000/100

А1805RLX-

P4GB-DW-4

КТ 0,5S/1,0

RTU-325

GPS-приемник типа 16HVS

Активная

Реактивная

70

Л-100 "Хариус-озеро №2" ОРУ-110/6кВ, Л-72 РУ-6кВ ПС-11 яч. №1

ТПЛ-НТЗ-10 КТ 0,2S Ктт =1000/5

НАЛИ-НТЗ-6 КТ 0,2

Ктн =6000/100

А1805RLX-

P4GB-DW-4

КТ 0,5S/1,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение от (0,9-1,1) ином, ток (0,01-1,2) Ьюм, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк, допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от от 0 до 25 °С, для УСПД и сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

Номер

измерительного

канала

Значение

cos9

Пределы допускаемой относительной пог измерительного канала при измерении активной энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ

ешности электрической ШС КУЭ, %

81(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 %

85 %,

I5 %£ I изм< I 20 %

820 %>,

I 20 %£ I изм< I 100 %

8100 %,

I100 %£ I изм£ I 120 %

1

2

3

4

5

6

69 ,70 ТТ-0^; ТН-0,2; Сч-0^

1,0

±1,9

±1,4

±1,4

±1,4

0,9

±2,0

±1,5

±1,4

±1,4

0,8

±2,2

±1,7

±1,5

±1,5

0,7

±2,3

±1,8

±1,6

±1,6

0,5

±2,8

±2,3

±1,8

±1,8

Номер

измерительного

канала

S

не s

g S

н

СП

Пределы допускаемой относительной пог измерительного канала при измерении реактивно энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ

ешности й электрической ШС КУЭ, %

81(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 %

8 5 %,

I5 %£ I изм< I 20 %

8 20 %>,

I20 %£ I изм< I 100 %

8100 %,

I100 %£ I изм£ I 120 %

1

2

3

4

5

6

69, 70 ТТ-0^; ТН-0,2; Сч-1,0

0,9

±4,8

±4,5

±3,7

±3,7

0,8

±4,3

±4,2

±3,6

±3,6

0,7

±4,0

±4,0

±3,5

±3,5

0,5

±3,6

±3,6

±3,4

±3,4

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином, ток (0,01-1,2) !ном, cos ф=0,9 инд, температура окружающей среды (20±5) °С приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации

Номер

измерительного

канала

е

к

К & <U и F О ей О

н

СП

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ, %

d1(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 %

85 %

^-5 I изм< I 20 %

8 20 %,

I 20 I изм< I 100 %

8100 %,

I100 %^ I изм£ I 120 %

1

2

3

4

5

6

69 ,70 TT-0,2S; ТН-0,2; Сч-0^

1,0

±1,4

±0,8

±0,7

±0,7

0,9

±1,5

±0,9

±0,7

±0,7

0,8

±1,6

±1,0

±0,8

±0,8

0,7

±1,8

±1,2

±0,9

±0,9

0,5

±2,3

±1,6

±1,1

±1,1

Номер

измерительного

канала

е

к

к &

СЛ

F О ей О К СП

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ, %

81(2)%, I1(2)£ I изм< I 5 %

85 %,

I5 I изм< I 20 %

820 %,

[ 20 I изм< I 100 %

8100 %,

[100 °/S I изм£ I 120 %

69, 70 TT-0,2S; ТН-0,2; Сч-1,0

0,9

±2,8

±2,2

±1,5

±1,5

0,8

±2,2

±1,9

±1,3

±1,3

0,7

±1,9

±1,7

±1,3

±1,3

0,5

±1,6

±1,4

±1,2

±1,2

Надежность применяемых в системе компонентов: электросчетчик Альфа А1800

-    среднее время наработки на отказ не менее 120 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более 2 ч;

Сервер

-    среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

УСПД

-    среднее время восстановления работоспособности не более 2 ч;

GSM модем

-    среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ 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 и сервере;

-    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:

-    счетчике (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электроэнергии Альфа А1800- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях составляет 1800 суток для счетчиков Альфа А1800, 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 4,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы

Номер в Гос. реестре средств измерений

Количество

Счетчик электрической энергии многофункциональный А1805RLX-P4GB-DW-4, КТ 0,5S/1,0

31857-06

2 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-НТЗ-10, КТ 0,2S

51678-12

6 шт.

Трансформатор напряжения НАЛИ-НТЗ-6, КТ 0,2

59814-15

2 шт.

УСПД RTU-325

37288-08

1 шт.

Сервер сбора и хранения БД типа IPC-610MB-F на базе Intel Core-i7 920

-

1шт.

У стройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа 16HVS

-

1шт.

Автоматизированное рабочее место

-

1шт.

Наименование документации

Методика поверки МП 4222-01-3443124794-2016

1экз.

Формуляр ФО 4222-01-3443124794-2016

1экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-01-3443124794-2016 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат" - II очередь. Методика поверки, утвержденному ФБУ "Самарский ЦСМ" 27 сентября 2016 г.

Основные средства поверки- по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа A1800 в соответствии с методикой поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМ им. Д. И. Менделеева" 19 мая 2006 г;

-    УСПД RTU-325 в соответствии с документом "Устройства сбора и передача данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 2008 г;

-    радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04;

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12;

-    вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», ГР № 22029-10.

Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горнообогатительный комбинат"- II очередь приведены в документе- «Методика (методы) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат" -II очередь. МВИ 4222-01-3443124794-2016. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 138/RA.RU 311290/2015/2016 от 20 сентября 2016 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оленегорский горно-обогатительный комбинат”- II очередь

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

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S

ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ГЕС 62053-23:2003, MOD)

Развернуть полное описание