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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) промплощадки ОАО «НТМК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации ПАК ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Свердловское РДУ, ЦСОИ ООО «ЕвразЭнергоТранс» в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-3, 5-31 АИИС КУЭ состоят из трех 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-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-ЗООО Госреестр № 17049-09, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД), сервер базы данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ), УССВ, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 4, 32-40 АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

1 -ый уровень - включает в себя 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-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД), сервер базы данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

В качестве ССД используется сервер выполненный на основе HP Proliant DL170h и выполняющий функции приёма, обработки, хранения и передачи информации получаемой: от УСПД ЭКОМ-ЗООО и от счётчиков электроэнергии.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    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);

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

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

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

-    передача результатов измерений в ПАК ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Свердловское РДУ, ЦСОИ ООО «ЕвразЭнергоТранс», ОАО «Свердловэнергосбыт», НТФ ОАО «Роскоммунэнерго» - «Тагилэнергосбыт» в рамках согласованного регламента;

-    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);

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.

лист № 3 Всего листов 13

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

Для ИИК 1-3, 5-31 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ. Передача результатов измерений на верхний уровень (ССД) АИИС КУЭ происходит через GSM-модемы.

Для ИИК 4, 32-40 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи через GSM-модемы по сети Интернет поступает на ССД. ССД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передачу результатов измерений на сервер базы данных (СБД) ОАО «НТМК».

СБД ОАО «НТМК», установленный в ОАО «НТМК», выполненный на основе HP Proliant DL170h, с периодичностью один раз в сутки, запрашивает от ССД данные коммерческого учёта для каждого канала за сутки. СБД ОАО «НТМК» в автоматическом режиме (или оператор АРМ в ручном) один раз в сутки, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчёты в формате XML в: ПАК ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Свердловское РДУ, ЦСОИ ООО «ЕвразЭнергоТранс», ОАО «Свердловэнергосбыт», НТФ ОАО «Роскоммунэнерго» - «Тагилэнергосбыт» и другим заинтересованным организациям.

Описание программного обеспечения

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит:

-    программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М;

-    программное обеспечение ИВКЭ (УСПД ЭКОМ-ЗООО);

-    программное обеспечение ИВК (ПК "Энергосфера");

Программные средства АИИС КУЭ содержат:

-    базовое (системное) программное обеспечение, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, а также базовое сетевое программное обеспечение, позволяющее функционировать ИВК и компьютерам, входящим в АРМ;

-    программное обеспечение систем управления базами данных (СУБД), обеспечивающее формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку запросов, а также формирование отчетов и их отображение, и вывод на печатающее устройство;

-    прикладное (технологическое) программное обеспечение (ППО) ПК "Энергосфера", реализующее задачи и функции АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ).

В состав СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, УСПД, ИВК). Для организации СОЕВ с глобальным астрономическим временем, используется спутниковая система GPS. Функционирование системы единого времени осуществляется в автоматическом режиме. Нормирование величин отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым календарным временем. Привязка ко времени осуществляется в соответствие с алгоритмом синхронизации таймеров устройств, приведенным ниже.

Для ИИК 1-31 синхронизация времени производится от ИВКЭ. Время в ИВКЭ синхронизируется от GPS-приемника, входящего в состав УСПД.

Алгоритм синхронизации времени в АИИС КУЭ при трехуровневой структуре следующий:

Приемник GPS входит в состав УСПД. Время УСПД сверяется со временем GPS-приемника ежесекундно, при расхождении времени УСПД и времени GPS-приемника более чем на ±1 с. производится синхронизация времени УСПД, погрешность синхронизации времени УСПД не более ±1 с.

Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит каждые 30 мин., при расхождении времени счетчиков и времени УСПД более чем на ±2 с. выполняется синхронизация времени счетчика. Погрешность синхронизации времени счетчика не более ±1 с. Корректировка времени счетчика может быть осуществлена не более одного раза в сутки.

Для ИИК 32-40 синхронизация времени производится от ИВК. Время в ИВК синхронизируется от ИВКЭ. Время в ИВКЭ синхронизируется от GPS-приемника, входящего в состав УСПД.

Алгоритм синхронизации времени в ИИК АИИС КУЭ при двухуровневой структуре следующий:

Синхронизация сервера АИИС КУЭ происходит от УСПД, расположенном на ГПП-7 (синхронизация времени в УСПД производится также как и при трехуровневой структуре АИИС КУЭ). Время ИВК сверяется со временем УСПД с интервалом в 30 мин., корректировка времени выполняется при расхождении времени ИВК и времени УСПД более чем на ±1 с. Погрешность синхронизации времени ИВК не более +0,01 с.

Сличение времени счетчиков со временем сервера АИИС КУЭ происходит каждые 30 мин., при расхождении времени счетчика и времени сервера АИИС КУЭ более чем на ±2 с. выполняется корректировка времени счетчика. Погрешность синхронизации времени счетчика не более ±1 с. Опрос счетчиков осуществляется по коммутируемым каналам связи, организованным посредством двух GPRS-модемов PGC. Задержка прохождения информации в канале связи не более 0,5 с. Корректировка времени счетчика может быть осуществлена не более одного раза в сутки.

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

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1. Таблица 1

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2. Таблица 2

Примечания:

1.    Погрешность измерений 5ц2)%р и 5i(2)%q для coscp-1,0 нормируется от 1]%, а погрешность измерений Si(2)%p и 5ц2)%q для cos(p<l,0 нормируется от h%-

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 АИИС КУЭ :

•    напряжение питающей сети: напряжение (0,98... 1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2)-1ном, cos(p=0,9 инд;

•    температура окружающей среды (20±5) °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение питающей сети (0,9... 1,1)-Uhom, сила тока (0,01... 1,2)1ном для ИИК 1-8, 18-22, 24-38, 40, ста тока (0,05...1,2)1ном для ИИК 9-17, 23, 39;

•    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    УСПД от плюс 5 до плюс 35 ЧС;

-    трансформаторы тока по ГОСТ 7746;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии (ИИК 1-14, 25-32) в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035, счетчики электроэнергии (ИИК 15-24, 33-40) в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения реактивной электроэнергии ГОСТ Р 52425;

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 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ Промплощадки ОАО «НТМК» как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

•    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

•    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

•    УСПД ЭКОМ 3000 - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

•    для счетчика Тв < 2 часа;

•    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

•    для модема Тв < 1 час.

лист № \1 Всего листов 13

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

•    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

•    панели подключения к электрическим интерфейсам счечиков защищены механическими пломбами;

•    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, 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);

•    АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

•    счетчик электроэнергии- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 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

- 45 суток; при отключении питания - 3 года;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Промплощадки ОАО «НТМК». Методика поверки». МП-782/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в октябре 2010 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-    СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;

-    СЭТ-4ТМ.03М.01- по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

-    УСПД ЭКОМ 3000 - по методике поверки ПБКМ.421459.003 МП утверждённой ГЦИ СИ ВНИИМС в мае 2009 г.;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-4);

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 40...+50°С, цена деления 1°С.

Межповерочный интервал - 4 года.

СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ

Измерения производятся в соответствии с документом «Методика (методы) выполнения измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) промплощадки ОАО «НТМК».

Нормативные документы

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

2    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

4    ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6    ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).

7    ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

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

9    ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

10    МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».