Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северсталь» (ЛПЦ №3 ЧерМК ОАО «Северсталь») (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) 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 организациям-участникам ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают два уровня:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), в том числе трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями, трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями, многофункциональные счётчики электроэнергии, технические средства приема-передачи данных;
- 2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), в том числе сервер сбора, обработки и хранения данных ПАО «Северсталь» (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 нижнего уровня, ее обработку и хранение. В качестве сервера используется промышленный компьютер IBM System x3650.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. 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 минут.
Сервер автоматически в заданные интервалы времени (один раз в тридцать минут) производит считывание из счетчиков, входящих в состав АИИС КУЭ, данных профилей нагрузки и записей журналов событий. После поступления на сервер АИИС КУЭ считанной информации с помощью внутренних сервисов ПО «Энергосфера» данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и записываются в энергонезависимую память сервера (заносятся в базу данных).
Прием запросов и передача данных со счетчиков производится по линиям связи интерфейса RS-485, локальной вычислительной сети стандарта Ethernet (протокол TCP/IP) и сотовой связи стандарта GSM 900/1800 МГц.
Посредством АРМ операторов АИИС КУЭ при помощи ПО «Энергосфера» осуществляется обработка информации и последующая передача информации КО ОРЭМ, другим субъектам ОРЭМ и заинтересованным организациям в виде электронного файла формата XML. Передача информации в региональное подразделение СО и смежным субъектам ОРЭМ осуществляется с сервера в автоматическом режиме.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала времени UTC(SU). Шкала времени UTC(SU) передается от Государственного первичного эталона единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012 серверу АИИС КУЭ. В качестве средства передачи используется входящий в состав эталона ГЭТ 1-2012 NTP-сервер.
Синхронизация шкалы времени часов сервера АИИС КУЭ со шкалой времени UTC(SU) осуществляется один раз в час безусловно.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в тридцать минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчик и сервера на величину более чем ±2 с.
Перечень ИК и их состав приведен в таблице 1
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов и их состав
| № ИК | Наименование | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Г осреестра СИ | Фаза, тип СИ, модификация |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | ПС-397 (110/10/10 кВ) ОРУ-110 кВ (токопровод Т-1) (472070132107101) | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 29838-05; Ктт=600/5 | А | TAT |
| В | TAT |
| С | TAT |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 29693-05; Ктн=(110000:^3)/(100:^3) | А | TVBs145 |
| В | TVBs145 |
| С | TVBs145 |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 41968-09 | PM175-E |
| 2 | ПС-397 (110/10/10 кВ) ОРУ-110 кВ (токопровод Т-2) (472070132107201) | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 29838-05; Ктт=600/5 | А | TAT |
| В | TAT |
| С | TAT |
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 29693-05; Ктн=(110000:^3)/(100:^3) | А | TVBs145 |
| В | TVBs145 |
| С | TVBs145 |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 41968-09 | PM175-E |
Окончание таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 3 | ТП38/4 6 кВ Ввод Т | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 15173-01; Ктт=300/5 | А | ТШП 0,66 |
| В | ТШП 0,66 |
| С | ТШП 0,66 |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 41968-09 | | PM175-E |
| 4 | Хозяйственнопитьевой узел РУ-0,4 кВ Ввод №1 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 15173-01; Ктт=300/5 | А | ТШП 0,66 |
| В | ТШП 0,66 |
| С | ТШП 0,66 |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 41968-09 | | PM175-E |
| 5 | Хозяйственнопитьевой узел РУ-0,4 кВ Ввод №2 | ТТ | КТ 0,5S; Г.р. № 15173-01; Ктт=300/5 | А | ТШП 0,66 |
| В | ТШП 0,66 |
| С | ТШП 0,66 |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г.р. № 41968-09 | | PM175-E |
Программное обеспечение
В ИВК используется программное обеспечение «Энергосфера». Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - средний.
Технические характеристики
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3 и таблице 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики при измерении активной электроэнергии и мощности
| Номер ИИК | Коэфф. мощности (cos ф) | Границы допускаемых относит измерении активной электроэ] условиях эксплуатации АИИС | ельных погрешностей ИИК при нергии и мощности в рабочих КУЭ, % |
| 11(2)%<1изм<15% | 15%<1изм<120% | 120%<1изм<1100% | 1100%<1изм<1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,6 | ±4,2 | ±2,9 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
Окончание таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 - 5 | 1,0 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,9 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±3,4 | ±2,3 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,6 | ±4,1 | ±2,7 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±4,9 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики при измерении активной электроэнергии и мощности
| Номер ИИК | Коэфф. мощности (cos ф/sin ф) | Г раницы допускаемых относит измерении активной электроэ] условиях эксплуатации АИИС | ельных погрешностей ИИК при нергии и мощности в рабочих КУЭ, % |
| I1(2)%—1изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | I100%—1изм<1120% |
| 1, 2 | 0,9/0,44 | ±4,7 | ±3,9 | ±3,9 | ±3,9 |
| 0,8/0,6 | ±3,9 | ±3,4 | ±3,4 | ±3,4 |
| 0,7/0,71 | ±3,5 | ±3,2 | ±3,2 | ±3,2 |
| 0,6/0,8 | ±3,3 | ±3,0 | ±3,0 | ±3,0 |
| 0,5/0,87 | ±3,2 | ±3,0 | ±3,0 | ±3,0 |
| 3 - 5 | 0,9/0,44 | ±4,7 | ±3,9 | ±3,9 | ±3,9 |
| 0,8/0,6 | ±3,9 | ±3,4 | ±3,4 | ±3,4 |
| 0,7/0,71 | ±3,5 | ±3,2 | ±3,2 | ±3,2 |
| 0,6/0,8 | ±3,3 | ±3,0 | ±3,0 | ±3,0 |
| 0,5/0,87 | ±3,2 | ±3,0 | ±3,0 | ±3,0 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (на интервале 30 минут)
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока в диапазоне от 98% до 102% номинального значения;
- сила переменного тока в диапазоне от 100% до 120% номинального значения при коэффициенте мощности cos ф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды плюс 20°С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока в диапазоне от 90% до 110% номинального значения;
- сила переменного тока в диапазоне от 1% до 120% номинального значения;
- температура окружающей среды для счетчиков электроэнергии от плюс 15°С до плюс 35°С, для трансформаторов тока - по ГОСТ 7746, для трансформаторов напряжения -по ГОСТ 1983.
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5
Таблица 5 - Технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Среднее время наработки на отказ счетчиков электроэнергии, не менее, часов | 92000 |
| Среднее время восстановления счетчиков электроэнергии, не более, часов | 2 |
| Среднее время восстановления сервера, не более, часов | 1 |
| Среднее время восстановления компьютера АРМ, не более, часов | 1 |
| Среднее время восстановления модема, не более, часов | 1 |
| Время хранения информации в счетчике при отключении питания, не менее, лет | 5 |
| Глубина хранения информации тридцатиминутного профиля нагрузки в двух направлениях в памяти счетчика электроэнергии, не менее, суток | 130 |
| Глубина хранения результатов измерений и информации о состоянии средств измерений | ограничена сроком эксплуатации системы |
| Перечень событий, фиксируемых в памяти счетчиков | параметрирование, пропадание напряжения, коррекция времени |
| Перечень компонентов с автоматической коррекцией времени | счетчики, сервер, АРМ |
Перечень средств защиты технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- возможность пломбирования клеммников вторичных цепей измерительных трансформаторов;
- возможность пломбирования крышки зажимов;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Сведения о комплектности приведены в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | TAT | 6 |
| Трансформатор тока | ТШП 0,66 | 9 |
| Трансформатор напряжения | TVBs145 | 6 |
| Приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии | PM175-E | 5 |
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| Сервер | IBM Systems x3650 7945G2G | 1 |
| Маршрутизатор | Cisco 2901/K9 | 1 |
| Modbus-шлюз | Moxa MGate MB3480 | 1 |
| Медиаконвертер | AT MC-102XL | 2 |
| KVM переключатель | ATEN CL1758 | 1 |
| GSM/GPRS роутер | 3G iRZ RUH | 3 |
| Конвертер | Moxa NPort 5150A | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 2000VA 230V | 1 |
| Специализированное программное обеспечение | ПО «Энергосфера» | 1 |
| Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.138.02.ПФ | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северсталь» (ЛПЦ №3 ЧерМК ОАО «Северсталь»). Методика поверки | МП 1375/446-2012 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1375/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Северсталь» (ЛПЦ №3 ЧерМК ОАО «Северсталь»). Методика поверки» (с Изменениями №1), утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2016 г.
Основные средства поверки:
- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM175-E - в соответствии с методикой поверки «Приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM175-E. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде наклейки наносят на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «Северсталь» (ЛПЦ №3 ЧерМК ОАО «Северсталь»)». Свидетельство об аттестации методики измерений №040/01.00238-2008/138.02-2012 от «23» августа 2012 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
