Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Инженерные изыскания» (ООО «Березитовый рудник») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена 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.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), 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, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) 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 участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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.
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.
Сервер АИИС КУЭ автоматически в заданные интервалы времени производит считывание из счетчиков результатов измерений электроэнергии и записей журналов событий. Сервер АИИС КУЭ производит приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Полученные данные записываются в энергонезависимую память сервера АИИС КУЭ (заносятся в базу данных).
В качестве сервера АИИС КУЭ используется промышленный компьютер IBM System x3650 M3, зав. номер KDMVZVL, с установленным программным обеспечением (ПО) «Программный комплекс «Энергосфера» (далее по тексту - ПК «Энергосфера»), которое входит в состав «ПТК ЭКОМ» Госреестр № 19542-2005. Сервер АИИС КУЭ расположен на территории Череповецкого металлургического комбината ОАО «Северсталь».
Обмен информацией между счетчиками и сервером АИИСКУЭ осуществляется при помощи сотовой связи с использованием технологии пакетной передачи данных GPRS. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков с целью дальнейшего помещение их в базу данных сервера АИИС КУЭ возможно проводить в автономном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.
Передача информации коммерческому оператору оптового рынка электрической энергии и мощности (ОАО «АТС»), в региональное подразделение ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям осуществляется с сервера АИИС КУЭ по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. При необходимости, он подписывается электронной цифровой подписью.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы счетчиков, сервера АИИС КУЭ. Источником сигналов точного времени служит NTP-сервер точного времени производства ООО «Мобатайм Системс», к которому через корпоративную сеть передачи данных ОАО «Северсталь» подключён сервер АИИС КУЭ.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера происходит непрерывно. Синхронизация осуществляется при расхождении часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера на величину более чем ± 15 мс.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления базами данных (СУБД SQL), и прикладное ПО - ПК «Энергосфера», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии, ПО СОЕВ.
Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификаци онный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификато ра программного обеспечения |
| ПО на сервере АИИС КУЭ | ПК «Энергосфера» Сервер опроса PSO.exe | 6.4.76.2065 | 2812179840 | CRC |
| ПК «Энергосфера» Экспорт-импорт expimp.exe | 6.4.143.2820 | 3250705744 | CRC |
| ПК «Энергосфера» АРМ-Энергосфера ControlAge.exe | 6.4.133.1526 | 2920741932 | CRC |
| ПК «Энергосфера» Консоль администратора AdCenter.exe | 6.4.62.1071 | 225746810 | CRC |
| ПК «Энергосфера» Редактор расчетных схем AdmTool.exe | 6.4.159.5751 | 2120562354 | CRC |
| ПО на АРМ | ПК «Энергосфера» АРМ-Энергосфера ControlAge.exe | 6.4.133.1526 | 2920741932 | CRC |
| ПК «Энергосфера» Редактор расчетных схем AdmTool.exe | 6.4.159.5751 | 2120562354 | CRC |
ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование ИИК (присоединения), код точки измерений | Состав ИИК | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер (ИВК) |
| 1 | ПС 110/6 «Березитовая» ОРУ-110 кВ, Т-1 282070018107101 | ТФМ-110-II КТ 0,2S 100/5 Зав. №№ 5139; 5144; 5143 Госреестр № 16023-97 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 (110000/^3)/(100/^3) Зав. №№ 474; 424; 333 Госреестр № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 (110000/^3)/(100/^3) Зав. №№ 287; 280; 303 Госреестр № 24218-08 | EA02RAL-P4B-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01116370 Госреестр № 16666-97 | IBM System x3650 M3 Зав. номер KDMVZVL | Активная Реактивная |
| 2 | ПС 110/6 «Березитовая» ОРУ-110 кВ, Т-2 282070018107201 | ТФМ-110-II КТ 0,2S 100/5 Зав. №№ 5147; 5150; 5146 Госреестр № 16023-97 | НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 (110000/^3)/(100/^3) Зав. №№ 287; 280; 303 Госреестр № 24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 (110000/^3)/(100/^3) Зав. №№ 474; 424; 333 Госреестр № 24218-08 | EA02RAL-P4B-4 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01116369 Госреестр № 16666-97 | Активная Реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | Коэф. мощности cos ф | Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| 11(2)%<1изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%— 1изм<1100% | I100%—1изм—I120% |
| 1, 2 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S | 1,0 | ± 1,2 | ± 0,8 | ± 0,8 | ± 0,8 |
| 0,9 | ± 1,2 | ± 0,9 | ± 0,8 | ± 0,8 |
| 0,8 | ± 1,3 | ± 1,0 | ± 0,9 | ± 0,9 |
| 0,7 | ± 1,5 | ± 1,1 | ± 0,9 | ± 0,9 |
| 0,6 | ± 1,7 | ± 1,2 | ± 1,0 | ± 1,0 |
| 0,5 | ± 2,0 | ± 1,4 | ± 1,2 | ± 1,2 |
Таблица 4
| Номер ИИК | Коэф. мощности cosф/sinф | Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении ре- |
| активной электроэнергии и мощности в | рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| I1(2)%—1изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | I100%—1изм—I120% |
| 1, 2 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 | 0,9/0,44 | ± 3,6 | ± 2,1 | ± 1,5 | ± 1,4 |
| 0,8/0,6 | ± 2,8 | ± 1,7 | ± 1,2 | ± 1,2 |
| 0,7/0,71 | ± 2,4 | ± 1,6 | ± 1,1 | ± 1,1 |
| 0,6/0,8 | ± 2,2 | ± 1,5 | ± 1,1 | ± 1,1 |
| 0,5/0,87 | ± 2,1 | ± 1,4 | ± 1,1 | ± 1,0 |
Ход часов компонентов 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-ином до 1,02Цном;
• сила переменного тока от 1ном до 1,2-Хном, cos9=0,9 инд;
• температура окружающей среды: 20 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,9^ином до 1,1-ином;
• сила переменного тока 0,01!ном до 1,2!ном;
• 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;
• магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл.
5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии 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 АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: среднее время наработки на отказ:
• счетчики ЕвроАльфа - не менее 50000 часов, при отключении питания - не менее 5 лет; среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств 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 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;
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения, отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;
• фактов коррекции времени;
• перерывы питания.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере АИИС КУЭ, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии ЕвроАЛЬФА (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях) - не менее 74 суток;
• 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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТФМ-110-II | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Счетчик | EA02RAL-P4B-4 | 2 |
| УССВ | NTP-сервер точного времени LTS | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | IBM System x3650 M3 | 1 |
| АРМ | Компьютер НР dx7400 GV901EA | 1 |
| Ноутбук | HP ProBook 4540S H5H90EA | 1 |
| Оптический преобразователь | АЕ2 | 1 |
| KVM- консоль | ATEN CL1758 | 1 |
| GSM/GPRS-роутер | iRZ RUH 3G | 1 |
| GSM/GPRS коммуникатор | PGC.02 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS RT 2000VA 230V | 1 |
| Специализированное программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.169 ПФ | 1 |
| Методика поверки | МП 1604/550-2013 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1604/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Инженерные изыскания» (ООО «Березитовый рудник»). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 25 июля 2013 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков ЕвроАЛЬФА - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;
Р адиочасы 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: «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «Инженерные изыскания » (ООО «Березитовый рудник»). Методика измерений. ГДАР.411711.169 МВИ». Аттестована ЗАО НПП «ЭнергопромСервис». Свидетельство об аттестации методики измерений № 058/01.00238-2008/169-2013 от 24 июня 2013 г.
Нормативные документы
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.
4 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
