Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Щекиноазот"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Щекиноазот» (далее-АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот» представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

•    измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

•    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений прир^ащений 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 в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

•    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

•    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

•    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

•    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

•    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень-измерительно-информационные комплексы (ИИК)), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS класса точности (КТ) 0,2S и (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (62 точки измерений).

2-й    уровень-измерительно-вычислительный комплексы электроустановок (ИВКЭ) включают в себя локальные устройства Шлюз Е-422 GSM (ГР №46553-11) для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее-УСПД), аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, источники бесперебойного питания и специализированное программное обеспечение (ПО);

3-й уровень-информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и базы данных, АПК «Телескоп+» (ГР №27781-04), радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (ГР №40586-09), автоматизированные рабочие места (АРМ), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 каждые 30 минут поступает на входы УСПД. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям и каналам связи GSM-модемов на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. ИВК с периодичностью не реже чем один раз в сутки производит автоматизированный сбор результатов измерений с УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Сформированные XML-отчеты передаются заинтересованным организациям и участникам Оптового рынка электроэнергии по выделенному каналу доступа в сеть Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе радиоприемника точного времени типа РСТВ-01-01, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) установленного на уровне ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизируются с часами РСТВ-01-01 непрерывно, коррекция часов севера АИИС КУЭ выполняется каждую секунду. Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение превышающее ±2 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется аппаратно-программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Программные средства СС и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+» версия 4.0.4, ПО СОЕВ.

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4 приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4_

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014-«высокий».

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов и напряжений, считанных со счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность) на уровне ИВК. Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа-паролем, опломбированием сервера и фиксацией изменений в журнале событий. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

Перечень компонентов АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот», с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала, представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот»_

Продолжение таблицы 2

15

Б

О

2

2

4

-Е

со

2

ч

ПС 110/6кВ Западная №93, РУ-6кВ ввод 6сш, яч.41

ЕРОБ 121.08.07LL КТ 0,5S/1 № 257623

ТПШЛ-10

5000/5,КТ 0,5 ф.А №3308 ф.С №069

НТМИ-6

6000/100 КТ 0,5 № 3826

±1,4

±2,1

±3,3

±5,4

№

ПС 110/6кВ Капролактам №264, РУ-6кВ ввод 1сш, яч.19

ЕРОБ 121.08.07LL КТ 0,5S/1 № 257675

16

НТМИ-6-66

6000/100 КТ 0,5 № 3225

ТПШЛ-10

3000/5,КТ 0,5 ф.А № 2724 ф.С № 1828

±1,4

±2,1

±3,3

±5,4

17

ПС 110/6кВ Капролактам №264, РУ-6кВ ввод 5сш, яч.29

НТМИ-6-66

6000/100 КТ 0,5 № 7538

ЕРОБ 111.21.18LL КТ 0,2S/0,5 № 461888

ТПШЛ-10

3000/5,КТ 0,5 ф.А № 197 ф.С № 4775

±1,2

±2,1

±2,9

±5,4

ПС 110/6кВ Капролактам №264, РУ-6кВ ввод 7сш, яч.69

18

ЕРОБ 121.08.07LL КТ 0,5S/1 № 257621

ТШЛ-10

3000/5,КТ 0,5 ф.А № 2278 ф.С № 5364

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 № ПТПРК

В

Т

С

Р

±1,4

±2,1

±3,3

±5,4

Б

О

2

2

4

-Е

со

2

ч

ПС 110/6кВ Капролактам №264, РУ-6кВ ввод 2сш, яч.14

19

ЕРОБ 121.08.07LL КТ 0,5Б/1 № 257628

ТПШЛ-10

3000/5,КТ 0,5 ф.А № 5814 ф.С.№ 5615

НТМИ-6-66

6000/100 КТ 0,5 № 5979

№

±1,4

±2,1

±3,3

±5,4

ПС 110/6кВ Капролактам №264 РУ-6кВ ввод 6сш, яч.30

ЕРОБ 121.08.07LL КТ 0,5Б/1 № 257626

20

ТПШЛ-10

3000/5,КТ 0,5 ф.А № 5990 ф.С № 5934

НТМИ-6-66

6000/100 КТ 0,5 № 3662

±1,4

±2,1

±3,3

±5,4

ПС 110/6кВ Капролактам №264, РУ-6кВ ввод 8сш, яч.66

ТЛШ-10

2000/5,КТ 0,5 ф.А № 5601 ф.С № 34

НТМИ-6-66

6000/100 КТ 0,5 № 4948

±1,4

±2,1

ЕРОБ 121.08.07LL КТ 0,5Б/1 № 257630

Примечание к таблице 2

1.    А-активная электрическая энергия, Р-реактивная электрическая энергия;

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

3.    Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 ^ 1,02) Uhom, ток (1+- 1,2) Ihom, cosj = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20±5) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom , ток (0,02 + 1,2) Ihom , cosj от 0,5 инд до

0,8 емк;

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 60 °С, для счетчиков EPQS от минус 40 °С до + 60 °С; для УСПД Шлюз Е-422 GSM от минус 40°С до +60°С; для сервера от +10 °С до + 30 °С.

5.Погрешность    в рабочих условиях указана при I = 0,02Пном (для ИК №№44,46,47,50,51), для ИК№1-43,45,48,49,52-62 при I = 0,05- !ном для остальных ИК, cos ф =

0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +30°С.

6.    Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения-ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии-ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ) приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии_

Надежность применяемых в системе компонентов:

-счетчик электрической энергии многофункциональный EPQS- среднее время наработки на отказ не менее 70 000 часов; среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;

-трансформатор тока (напряжения) - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;

-устройство Шлюз Е-422 GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов

-среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов;

среднее время восстановления работоспособности не более 24часов.;

-радиосервер точного времени РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов; среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;

-сервер сбора и базы данных - среднее время наработки на отказ не менее 85 000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 1 часа.

Надежность системных решений:

•    резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников;

•    резервирование электрического питания УСПД и каналообразующей аппаратуры с помощью резервного источника питания, включенного по схеме резервирования от 3-х независимых источников;

•    резервирование электрического питания сервера с помощью 2-х источников бесперебойного питания включенных по схеме резервирования от 3-х независимых источников.

Регистрация событий:

•    журнал событий счетчика:

-    параметрирования;

-    воздействия внешнего магнитного поля;

-    вскрытие счетчика;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

•    журнал событий УСПД:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    потери и восстановления связи со счётчиками;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    корректировки времени в УСПД и каждом счетчике;

-    изменения ПО и перепараметрирования УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчиков;

-    испытательных коробок;

-    УСПД;

-    сервера БД;

•    защита информации на программном уровне:

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

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер.

Г лубина хранения информации:

-    электросчетчик EPQS - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-УСПД Шлюз Е-422GSM - суточные данные об электропотреблении (профиль нагрузки счетчиков) не менее 45 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;

-    сервер сбора и базы данных - результаты измерений и информация о состоянии средств измерений - на весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на ИК и на комплектующие средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот» приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот»

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-2015АС001-5040099482-2015 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Щекиноазот». Методика поверки", утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 12 ноября 2015 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS в соответствии с методикой поверки РМ 1039597-26:2002 «Счётчик электрической энергии многофункциональный EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики;

-устройство Шлюз Е-422 GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов в соответствии с методикой поверки. Методика поверки. «Устройство Шлюз Е-422 GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов». АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 году;

-комплекс аппаратно-программный для автоматизации учета электроэнергии «ТЕЛЕСКОП+» в соответствии с разделом «Методика поверки» руководства по эксплуатации АВБЛ.002.003.РЭ, утвержденного ГЦИ СИ ВНИИМС в 2004 году;

-радиосервер точного времени РСТВ-01-01 в соответствии с разделом 5 Руководства по эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённого ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 году;

-радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System ^РБ), ПГ±1 мкс.

-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерения напряжения в диапазоне (15-300) В, ПГ ±0,2 %; в диапазоне (15-150) мВ, ПГ ±2,0 %. Пределы допускаемой относи-тельной погрешности измерений тока в диапазоне (0,002-1,5) А, ПГ ± 0,3 %; в диапазоне (0,25-7,5)А, ПГ ±0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ПГ ±0,02 Гц;

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электрической энергии АО «Щекиноазот» приведены в документе - «Методика измерений количества электроэнергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Щекиноазот»». ЦПА.424340.03-ЩА.МИ. Методика аттестована ОАО «Фирма «ОРГРЭС» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 015-01.00032-2015 от 03 сентября 2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ОАО «Щекиноазот»

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

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

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

■    ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

■    ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)