Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ТКЗ "Красный котельщик"

Назначение

Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ТКЗ «Красный котельщик» предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ТКЗ «Красный котельщик» (Госреестр № 48849-12).

Описание

ИИК состоят из трех уровней:

1-ый    уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановок (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), 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, передачу на верхний уровень;

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных - сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места операторов (далее по тексту - АРМ), 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.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям 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. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

ИВКЭ (УСПД типа ЭКОМ-3000) автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из счетчиков данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков. УСПД производит приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. После поступления в УСПД считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память УСПД.

ИВК (сервер БД) автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков. Считанные данные автоматически подвергаются дальнейшей обработке и записываются в энергонезависимую память сервера БД.

Обмен информацией между УСПД и счетчиками осуществляется по проводным линиям посредством интерфейса RS-485, между УСПД и сервером БД - по коммутируемому каналу АТС предприятия. В качестве резервной линии связи между УСПД и сервером БД используется сотовая связь стандарта GSM. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.

Передача информации ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в ИИК обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ) АИИС КУЭ ОАО ТКЗ «Красный котельщик».

В качестве устройства синхронизации времени (УСВ) используется УСПД ЭКОМ-3000, заводской № 05113279 (Госреестр № 17049-09). Источником сигналов точного времени для УСВ служит приемник сигналов точного времени системы GPS. Погрешность хода часов УСВ - не хуже ± 0,2 с/сут.

Сравнение показаний часов сервера БД и УСПД происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация часов сервера БД осуществляется при расхождении показаний часов сервера и УСПД на величину более чем ± 1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 1 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) ИИК АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД, ПО сервера АИИС КУЭ, ПО СОЕВ. Программные средства сервера АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и ПО программный комплекс (ПК) «Энергосфера» (из состава АИИС «Энергосфера» Госреестр № 54813-13). ПК «Энергосфера» установлено на сервере БД.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИИК АИИС КУЭ представлены в Таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИИК АИИС КУЭ.

ПО ИИК АИИС КУЭ не влияет на их метрологические характеристики.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных преднамеренных изменений соответствует высокому по Р 50.2.077-2014.

и

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Состав ИИК

Диспетчерское наименование точки измерений, код точки измерений

р

ре

ен

нэо

КЭ

Счетчик

электрической

энергии

К

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

В

е

л

э

1

2

3

4

5

6

7

8

НАМИ-10 КТ 0,2 6000/100 Зав. № 65868 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1 Зав. № 0804135550 Госреестр № 36697-12

ТВЛ-10 КТ 0,5 1000/5 Зав. № 3251; 4224 Г осреестр № 1856-63

ПС Т-13 110/6 кВ ЗРУ-6кВ 1 с.ш. ф. 1310а/1

S 8

ан

н

в

и

т

12

к

А

НАМИ-10 КТ 0,2 6000/100 Зав. № 65864 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1 Зав. № 0810120310 Госреестр № 36697-12

ТВЛ-10 КТ 0,5 1000/5 Зав. № 1160; 2768 Госреестр № 1856-63

ПС Т-13 110/6 кВ ЗРУ-6кВ 2 с.ш. ф. 1310а/2

Я 5

ан

9

7

2

3

н

в

и

т

13

к

А

8 g № -9

4

.в 0 ав 7 з1

00, №

Д

w

р

е

в

р

е

С

ТВЛМ КТ 0,5 300/5 Зав. № 1835120000003; 1835120000004 Госреестр № 45040-10

ПС Т-13 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ КЛ-6 кВ "КТП ИП Цурелин" яч. № 6

НАМИ-10 КТ 0,2 6000/100 Зав. № 65869 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1 Зав. № 0804123160 Госреестр № 36697-08

s s

ан

0

3

р

т

с

е

е

р

с

о

Г

н

в

и

т

14

О

К

Э

Д

П

С

У

к

А

ТВЛМ КТ 0,5 300/5 Зав. № 1835120000001; 1835120000002 Госреестр № 45040-10

ПС Т-13 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ КЛ-6 кВ "КТП ИП Цурелин" яч. № 5

НАМИ-10 КТ 0,2 6000/100 Зав. № 65870 Госреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1 Зав. № 0804123180 Госреестр № 36697-08

s s

ан

н

в

и

т

к

А

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Таблица 4 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Ход часов компонентов ИИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Примечания:

1.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение переменного тока от 0,98-Цном до 1,02 Ином;

-    сила переменного тока от !ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °С.

4.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение переменного тока от 0,9-Цном до 1,1 Ином;

-    сила переменного тока 0,05 1ном до 1,2 1ном;

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.

5.    Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии и УСПД на аналогичные 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 АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в ИИК АИИС КУЭ измерительных компонентов: среднее время наработки на отказ:

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - не менее 140000 часов;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - не менее 165000 часов;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - не менее 75000 часов;

среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часа;

-    для УСПД и сервера Тв < 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств ИИК АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

-    на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;

-    организация доступа к информации ИВКЭ и ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

-    защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    факты параметрирования счетчика;

-    факты пропадания напряжения, отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

-    факты коррекции времени;

-    перерывы питания.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД, сервере, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях):

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - не менее 113 суток, при отключении питания - не менее 3 лет;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - не менее 113 суток, при отключении питания - не менее 40 лет;

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

Знак утверждения типа

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

Комплектность средств измерений

Таблица 5 - Комплектность ИИК

Поверка

осуществляется по документу МП 2085/550-2015 «ГСИ. Каналы измерительноинформационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ТКЗ «Красный котельщик». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2015 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - по методике поверке ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - по методике поверке ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - по методике «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 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

Методика измерений приведена в документе: «Каналы информационно-измерительные №№ 12 - 17 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ОАО ТКЗ «Красный котельщик». ГДАР.411711.189 МВИ».

Аттестована ФБУ «Ростест-Москва». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1421/550-01.00229-2015 от 03.02.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к каналам измерительноинформационным системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ТКЗ «Красный котельщик»

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.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.