Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Северсталь-метиз» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии за установленные интервалы времени, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную 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;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в виде электронного документа ХМЬ для их передачи по электронной почте внешним организациям; предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- 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;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - измерительно-информационые комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), установленных на присоединениях, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер опроса и баз данных (далее - сервер БД), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, 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, её обработку и хранение, передачу отчетных документов коммерческому оператору, системному оператору и субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков 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. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчиков с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Для предотвращения искажения информации, передаваемой между уровнями ИИК ТИ и ИВК, производится вычисление и сравнение контрольных сумм переданных и принятых данных.
ИВК выполняет следующие функции:
- сбор, первичную обработку и хранение результатов измерений и служебной информации ИИК ТИ;
- занесение результатов измерений и их хранение в базе данных ИВК;
- пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС», другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP) в виде XML-файлов макетов 80020, 80030, 51070.
- ведение журнала событий ИВК
- оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД расположен на территории Череповецкого металлургического комбината ОАО «Северсталь». Передача информации от сервера БД во внешние системы осуществляется посредством сети Internet с использованием выделенного канала связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы сервера ИВК и счётчиков. Сервер получает шкалу времени UTC(SU) с помощью специализированной утилиты от серверов NTP ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава государственного первичного эталона времени РФ. Сличение часов сервера с часами серверов NTP ФГУП «ВНИИФТРИ» осуществляется каждые 10 минут, корректировка часов сервера происходит при поправке часов (расхождении) более чем на 0,1 с. Сличение часов счетчиков и часов сервера происходит при каждом обращении сервера к счетчику, корректировка часов счетчиков происходит при поправке часов счетчика и часов сервера более чем ± 2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ содержат факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В ИВК используется программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера» из состава системы автоматизированной информационно-измерительной «Энергосфера».
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| 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 |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Диспетчерское наименование ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | ПС 110 кВ ГПП-4, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т1 | TG 145-420 Ктр=500/5 Кл. т. 0,2S Рег. №15651-06 | СРВ 123-550 Ктр=(110000^3) /(100/V3) Кл. т. 0,2 Рег. №15853-96 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №31857-11 | Сервер БД |
| 2 | ПС 110 кВ ГПП-4, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т2 | TG 145-420 Ктр=500/5 Кл. т. 0,2S Рег. №15651-06 | СРВ 123-550 Ктр=(110000^3) /(100/V3) Кл. т. 0,2 Рег. №15853-96 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №31857-11 |
| 3 | ПС 110 кВ ГПП-4, ЗРУ-10 кВ, 1 сш 10 кВ, яч.2, КЛ-10 кВ | ТПЛ-10-М Ктр=300/5 Кл. т. 0,5S Рег. №22192-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Ктр=10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №20186-05 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №31857-11 |
| 4 | ПС 110 кВ ГПП-4, ЗРУ-10 кВ, 2 сш 10 кВ, яч.23, КЛ-10 кВ | ТПЛ-10-М Ктр=300/5 Кл. т. 0,5S Рег. №22192-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Ктр=10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №20186-05 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №31857-11 |
| 5 | ПС 110 кВ ГПП-4, ЗРУ-10 кВ, 3 сш 10 кВ, яч.33, КЛ-10 кВ Город-33 | ТПЛ-10-М Ктр=400/5 Кл. т. 0,5S Рег. №22192-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Ктр=10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №20186-05 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №31857-11 |
| 6 | ПС 110 кВ ГПП-4, ЗРУ-10 кВ, 4 сш 10 кВ, яч.45, КЛ-10 кВ Город-45 | ТПОЛ 10 Ктр=600/5 Кл. т. 0,5S Рег. №1261-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Ктр=10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №20186-00 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №31857-11 |
| 7 | ПС 110 кВ ГПП-4, ЗРУ-10 кВ, 4 сш 10 кВ, яч.46, КВЛ-10 кВ Город-46 | ТПЛ-10-М Ктр=400/5 Кл. т. 0,5S Рег. №22192-03 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Ктр=10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №20186-00 | A1802RAL-P4GB-DW-4 кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №31857-11 |
Продолжение таблицы 2_
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик;
2. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
| I, % | cos j | ИК №1, 2 | ИК №3 - 7 |
| 5woA % | 5woF % | 5wA % | 5wP % | 5woA % | 5woF % | 5wA % | 5wP % |
| 2 | 0,50 | 1,8 | 1,5 | 1,9 | 2,0 | 4,8 | 2,4 | 4,8 | 2,8 |
| 2 | 0,80 | 1,2 | 1,8 | 1,3 | 2,3 | 2,6 | 4,0 | 2,6 | 4,2 |
| 2 | 0,87 | 1,1 | 2,1 | 1,2 | 2,5 | 2,2 | 4,9 | 2,3 | 5,0 |
| 2 | 1,00 | 0,9 | - | 1,1 | - | 1,6 | - | 1,7 | - |
| 5 | 0,50 | 1,3 | 1,3 | 1,4 | 1,9 | 3,0 | 1,8 | 3,0 | 2,2 |
| 5 | 0,80 | 0,9 | 1,4 | 1,0 | 2,0 | 1,7 | 2,6 | 1,8 | 2,9 |
| 5 | 0,87 | 0,8 | 1,6 | 1,0 | 2,1 | 1,5 | 3,1 | 1,6 | 3,4 |
| 5 | 1,00 | 0,6 | - | 0,6 | - | 1,1 | - | 1,1 | - |
| 20 | 0,50 | 0,9 | 0,8 | 1,1 | 1,6 | 2,2 | 1,2 | 2,3 | 1,8 |
| 20 | 0,80 | 0,6 | 1,0 | 0,8 | 1,7 | 1,2 | 1,9 | 1,4 | 2,3 |
| 20 | 0,87 | 0,6 | 1,1 | 0,8 | 1,7 | 1,1 | 2,2 | 1,2 | 2,6 |
| 20 | 1,00 | 0,5 | - | 0,6 | - | 0,9 | - | 0,9 | - |
| 100, 120 | 0,50 | 0,9 | 0,8 | 1,1 | 1,6 | 2,2 | 1,2 | 2,3 | 1,8 |
| 100, 120 | 0,80 | 0,6 | 1,0 | 0,8 | 1,7 | 1,2 | 1,9 | 1,4 | 2,3 |
| 100, 120 | 0,87 | 0,6 | 1,1 | 0,8 | 1,7 | 1,1 | 2,2 | 1,2 | 2,6 |
| 100, 120 | 1,00 | 0,5 | - | 0,6 | - | 0,9 | - | 0,9 | - |
| Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕ мени UTC ± 5 с | В относительно шкалы вре- |
| Примечания: 1. 5woA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности. 2. 5WoP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности. 3. 5wA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения. 4. 5wP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения. |
| Характеристика | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
| Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий (функция автоматизирована), сутки, не реже | 1 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
| Возможность использования электронной подписи с шифрованием сообщений | да |
| Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных | автоматическое |
| Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое |
| Нормальные условия применения компонентов АИ | § О К : |
| - температура окружающего воздуха в местах расположения счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - напряжение, В | от 98 до 102 |
| - частота сети, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - индукция внешнего магнитного поля, мТл | не более 0,05 |
| Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: |
| - температура окружающего воздуха в местах расположения счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| - температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С | от -40 до +40 |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - индукция внешнего магнитного поля, мТл | не более 0,05 |
| Допускаемые значения неинформативных параметров: |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности cos j | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, часов, не менее: | 120 000 |
| - время восстановления работоспособности, суток, не более | 3 |
| Сервер: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время наработки на отказ, часов, не менее | 160 000 |
| - время восстановления работоспособности, часов, не более | 1 |
| Глубина хранения информации: |
| - глубина хранения в счетчике профиля нагрузки с 30-минутным интервалом, суток, не менее | 45 |
| - глубина хранения результатов измерений в базе данных, не менее, лет | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера посредством применения источника бесперебойного
питания;
- резервирование питания счетчиков.
Регистрация событий с фиксацией времени и даты наступления:
- в журнале событий счетчика:
• изменение данных и конфигурации;
• отсутствие напряжения по каждой фазе;
• перерывы питания;
• попытки несанкционированного доступа;
• коррекции времени;
• результаты автоматической самодиагностики;
- в журналах сервера БД:
• изменение значений результатов измерений;
• изменения коэффициентов ТТ и ТН;
• изменение конфигурации;
• замены счетчика;
• величины коррекции системного времени;
• события из журнала счётчиков.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа (установка пломб, знаков ви
зуального контроля):
• счетчика;
• испытательной коробки;
• измерительных цепей;
• серверного шкафа ИВК;
- защита на программном уровне:
• установка паролей на счетчик;
• установка паролей на сервер;
• установка паролей на АРМ пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра ГДАР.411711.136.1 ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Северсталь-метиз». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 12 |
| Трансформаторы тока | TG 145-420 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | СРВ 123-550 | 6 |
| Счетчики электрической энергии | Альфа А1800 | 7 |
| Сервер БД | Компьютер, совместимый с х86 с ПО ПК «Энергосфера» | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Северсталь-метиз». Формуляр | ГДАР.411711.136.1 ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Северсталь-метиз». Методика поверки | МП-197-RA.RU.310556-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-197-ЯА.Яи.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Северсталь-метиз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 15.05.2019 г.
Основные средства поверки:
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (рег. № 56465-14);
- средства измерений в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ»24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- при поверке измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Северсталь-метиз». Свидетельство об аттестации методики измерений №458-RA.RU.311735-2019 от 20.05.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к автоматизированной информационно-измерительной системе коммерческого учета электроэнергии ОАО «Северсталь-метиз»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75942-19: Методика поверки МП-197-RA.RU.310556-2019Скачать3.9 Мб