Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "НИОСТ"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени; сбора, обработки, хранения и передачи информации; формирования отчетных документов.

Описание

Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и включающие в себя:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5;

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5;

- счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230» (счетчики) класса точности 0,5S при измерении активной энергии и 1,0 - реактивной энергии;

- вторичные электрические цепи;

2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя технические средства приёма-передачи, сервер и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора с установленным программным комплексом «Энергосфера».

ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИ-ИС КУЭ. Структурная схема АИИС КУЭ приведена на рисунке 1.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

- вычисление нарастающим итогом активной и реактивной электрической энергии за учетный период;

- периодический или по запросу автоматический сбор от отдельных точек учета привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета;

- хранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений АИИС КУЭ в специализированной базе данных в течение 3,5 лет;

- формирование и передача в автоматическом режиме отчетных документов, в том числе файлов в XML-формате, в ОАО «Сибурэнергоменеджмент», ООО «Томскнефтехим»;

- защита на программном уровне при передаче результатов измерений с использованием электронной цифровой подписи;

- защита оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.

Помещение корпуса №270 |

GSM молем Г«1£

R5-232

’ - существующее оборудование

ЛВС предприятия '

Сервер

Правая часть ИБП АРС Symmefra^ РХ

NPort 5230

Cisco С3560*

Плная части ИБП АРС ЯутгпяРлЯ; РХ

Серверная Помещение корпуса №270

Оа<ов»«ая пиния связи для ОАО кСмбурэнергоменеджмемт» и ООО «Томскнефтехим» Макет 80020 через Internet

блок ГВПС1ИИЛ

-S1 е

ООО «ниост»

Счетчики ЭЭ Меркурий 230

ART2-O3PQRSIDN ’

РП-2

ТП-109

6ло« гмтани»

NPnrt 573П &

Реп • RS-485

9          GPS MtxXiia

'          ■            ' л

DES-I005D'

? i

РП-1

ПГГХ ПИП» НЯ

Шкаф связи

Счетчики ЭЭ Меркурий 230

ART2-03PQRSIDN *

-0

Резервное питание счетчиков РП-1. РП-2

РУ-10 кВ

Шкаф связи'

ГПП-2

Счетчик ЭЭ Меркурий 730 ART-00 PQRSIGON.

Счвтчик ЭЭ Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN

Резервное питание счетчиков ГПП-2

Резервная линия связи для ОАО «Сибурз»«еркомемсд»кмент» и ООО <> Т омскнефтехим •

Рисунок 1 - Структурная схема АИИС КУЭ

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения контролируемого присоединения АИИС КУЭ с использованием измерительных трансформаторов тока и напряжения, масштабном преобразовании в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счётчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и математическая обработка с вычислением тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии.

Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется по интерфейсу RS-485, телефонным линиям и каналу сотовой связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор, отображение и хранение результатов измерений электрической энергии; вычисление нарастающим итогом электрической энергии за учетный период по отдельным точкам учета; формирование и передачу отчетных документов.

Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных (БД) на сервере (отображение и вывод на печать результатов измерений электрической энергии), осуществляется с АРМ оператора с использованием программы «АРМ Энергосфера», входящей в состав программного комплекса (ПК) «Энергосфера». Для связи сервера и АРМ оператора используется канал связи Ethernet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в свой состав устройство синхронизации времени на основе GPS-синхронизатора времени для персонального компьютера СТ-1, счетчики и ИВК. СОЕВ выполняет измерение времени и обеспечивает синхронизацию времени компонентов ИК АИИС КУЭ - счетчиков, сервера и АРМ оператора. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии.

Устройство синхронизации времени с помощью GPS-синхронизатора один раз в час осуществляет привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) и формирует собственную шкалу времени. Сервер один раз в 10 мин осуществляет синхронизацию внутренних часов счетчика. Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения с временем сервера более 2 с. Сервер один раз в час осуществляет корректировку времени АРМ оператора. Журналы событий счетчика отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Пломбирование компонентов АИИС КУЭ от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с технической документацией (рисунок 2).

Рисунок 2 - Места установки пломб на технические средства АИИС КУЭ

Программное обеспечение

На сервере и АРМ оператора установлено системное и прикладное программное обеспечение (ПО). Прикладное ПО - программный комплекс «Энергосфера», который входит в состав комплекса программно-технического измерительного ЭКОМ, зарегистрированного в Государственном реестре средств измерений утвержденных типов под номером 19542-05.

Структура и выполняемые функции программ, входящих в состав ПК «Энергосфера», приведены в таблице 1.

Таблица 1

Разделение ПК «Энергосфера» на метрологически значимую и незначимую части выполнено на «высоком» уровне по классификации МИ 3286-2010. Программы, входящие в состав ПК «Энергосфера», не оказывают влияния на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ.

Идентификация выполняется по команде оператора. Идентификационные данные программ метрологически значимой части ПК «Энергосфера», установленных на сервере, приведены в таблице 2. Проверка номера версии осуществляется через интерфейс пользователя с использованием программы «Менеджер программ» или окна «О программе». Вычисление значений хэш-кода по алгоритму MD5 выполняется для программ метрологически значимой части ПК «Энергосфера».

Таблица 2

Для защиты программ ПК «Энергосфера» и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Уровень защиты программ ПК «Энергосфера» и данных соответствует «С» по классификации МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Перечень и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 3.

Таблица 3

Примечание - В таблице приняты следующие сокращения и обозначения: КТ - класс точности; Г.р. - Государственный реестр средств измерений утвержденных типов; зав. - заводской; КТ 0,5S/1,0 - класс точности счетчика электрической энергии:

0,5S - для измерений активной электрической энергии, 1,0 - для измерений реактивной электрической энергии

Границы относительной погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, приведены в таблице 4. Пределы абсолютной погрешности измерений времени в АИИС КУЭ ± 5 с.

Таблица 4

Примечание - В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: So - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии; бру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях применения при измерении активной и реактивной электрической энергии; 15, 120, 1100, И 1120 - значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального 1ном; КТ - класс точности; коэф. мощ. - коэффициент мощности

Примечания

1 Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98-1,02)^ином, ток (1-1,2)-!ном; cosф=0,9 инд.;

- температура окружающей среды (15-25) °С.

2 Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9-1,1)-ином; ток (0,05-1,20)-!ном; частота (49,550,5) Гц; коэффициент мощности 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.;

- индукция внешнего магнитного поля в местах установки счётчиков не более 0,5 мТл;

- допускаемая температура окружающей среды: трансформаторы тока - от минус 45 до 50 °С; трансформаторы напряжения - от минус 45 до 40 °С; счетчики электрической энергии - от минус 40 до 55 °С; сервер - от 10 до 40 °С.

3 Границы относительной погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены для температуры окружающего воздуха от минус 30 до 35 °С.

4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-55, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-89, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электрической энергии.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на однотипные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном в ООО «НИОСТ» порядке. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

— трансформаторы тока: среднее время наработки на отказ 30000 ч, средний срок службы 25 лет;

— трансформаторы напряжения: среднее время наработки на отказ 440000 ч, средний срок службы 25 лет;

— счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230»: среднее время наработки на отказ 150000 ч, средний срок службы 30 лет;

— сервер: коэффициент готовности 0,99, среднее время восстановления работоспособности - 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов передачи данных;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений передаётся по электронной почте.

Регистрация в журналах счетчиков электрической энергии событий:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках электрической энергии.

Защищенность применяемых компонентов АИИС КУЭ:

1) наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии:

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- сервера;

2) наличие защиты на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче - использование цифровой подписи);

- установка паролей на счетчики электрической энергии;

- установка паролей на сервере и компьютере АРМ оператора.

Глубина хранения информации:

- счетчики электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки - не менее 35 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входят технические и программные средства, а

также документация, приведенные в таблицах 5-7 соответственно.

Таблица 5 - Технические средства АИИС КУЭ

Таблица 5 - Технические средства АИИС КУЭ

Таблица 6 - Программные средства АИИС КУЭ

Таблица 7 - Документация

Поверка

осуществляется по документу МП 47896-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ». Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Томский ЦСМ» 18.07.2011 г.

Перечень основных средств поверки:

1) радиочасы МИР РЧ-02: пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного сигнала 1 Гц по шкале координированного времени UTC не более ± 1 мкс;

2) средства поверки компонентов АИИС КУЭ - в соответствии с нормативными и техническими документами, регламентирующими проведение их поверки:

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-88;

- счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230» - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации и согласованной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.05.2007 г.;

3) средство измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой трансформатора напряжения и счетчиком - мультиметр «Ресурс-ПЭ»: пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения ± 2,0 % в диапазоне от 15 до 150 мВ, в диапазоне от 15 до 300 В ± 0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока ± 1,0 % в диапазоне от 0,05 до 0,25 А, ± 0,3 % в диапазоне от 0,25 до 7,5 А; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «Рекомендация. ГСИ. Методика измерений электрической энергии системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ» (Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00241-2008/34-79-2011, выданное ФГУ «Томский ЦСМ» 18.05.2011 г.).

Нормативные документы

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

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.