Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Башкирская содовая компания" Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО "Сода"), 55812-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения измерений активной, реактивной электрической энергии, потребляемой объектами ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2, а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ реализована в объеме второй пусковой очереди АИИС КУЭ ОАО «Сода» и 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 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 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).

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК)-(11 точек измерения) , содержит в своем составе:

•    измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001;

•    измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;

•    вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

•    счетчики электрической энергии счетчики активной и реактивной электроэнергии : -EPQS136.22.18.LL класса точности 0,5S/1 и EPQS111.22.27.LL 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323-05

для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной электроэнергии, -СЭБ-1ТМ.02М.02 (безтрансформаторного включения) класса точности 1 по ГОСТ Р 52322-05 для активной электроэнергии и класса точности 2 по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной энергии;

Лист № 2 Всего листов 8

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) содержит в своем составе:

•    устройства «ШЛЮЗ Е-422»-(2 шт) для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее-УСПД), ГР № 36638-07 ;

•    устройство «Шлюз Е-4220БМ»- (Зшт)для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее-УСПД), ГР №46553-11;

•    каналообразующая аппаратура;

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:

•    сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений;

•    технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;

•    радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее УССВ),ГР№ 40586-09;

•    технические средства приема-передачи данных;

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 в 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 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 производится автоматизированный сбор результатов измерений с УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД. На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ создана на основе УССВ РСТВ-01-01, в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). 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

Лист № 3 Всего листов 8

корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.

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 4.04, ПО СОЕВ.

Идентификационные данные программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4 приведены в Таблице 1.

Таблица 1

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние

пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Пересчёт происходит в базе данных (БД) при формировании отчетов. Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и фиксацией изменений в журнале событий.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты в соответствии с МИ 3286-2010- «высокий».

Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов (ИК), значение характеристик погрешности АИИС КУЭ приведены в таблице 2

Примечания:

1.    Характеристики относительной погрешности ИК 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 от 0,98Ином до 1,02-ином;

•    сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;

•    температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

4.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1Ином,

•    сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИК 1-6, от 0,05 1ном до 1мах для ИК 7-11;

•    температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60°С ; для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001; для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001 для устройства «Шлюз» Е-422,«ШЛЮЗ Е-422(GSM)» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов УСПД от минус 40 до плюс 60°С;для сервера от плюс 10 до плюс 35 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,05 1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Башкирская содовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик электроэнергии СЭБ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов

-счетчик электроэнергии EPQS- среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

-    трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

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

время наработки на отказ не менее 50000 часов;

-    устройство Шлюз Е-422GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

-    радиосервер точного времени РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

-сервер (параметры надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tв = 30 мин).

Надежность системных решений:

•    резервирование питания с помощью устройства АВР;

•    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

Регистрация событий: в журнале счётчика:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени;

•    журнал ИВК:

-    параметрирование;

-    попытка не санкционируемого доступа;

-    коррекция времени;

Защищённость применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера.

•    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

-    установка пароля на счётчик;

-    установка пароля на сервер;

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов.

-сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.

-устройства «ШЛЮЗ Е-422», «ШЛЮЗ Е-422(GSM)» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов обеспечивают хранение данных о электропотреблении (профиль нагрузки счетчиков), не менее 45 суток, время сохранения измерительной информации в устройстве при пропадании напряжения питания-10 лет.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на создание АИИС КУЭ, а также эксплуатационной документацией - паспортом-формуляром (ФО 4222-2013АС001-5040099482-2013).

Поверка

Осуществляется по документу МП 4222-2013АС001-5040099482-2013 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ - ФБУ «Самарский ЦСМ» 14 октября 2013 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с ТН в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации».

-    трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭБ-1ТМ.02М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.175 РЭ1. Руководство пользователя. Часть2. Методика поверки;

-    счетчиков EPQS - по методике поверки РМ 1039597-26:2002 «Счётчик электрической энергии многофункциональный EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики;

-    устройство «ШЛЮЗ Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов и устройство «ШЛЮЗ E-422(GSM)» - в соответствии с методикой поверки АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

-    радиосерверов точного времени РСТВ-01-01 - в соответствии с разделом 5 в Руководстве по эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в январе 2009 г.

-    радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс;

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электроэнергии ОАО «БСК» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») приведены в документе - «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (мощности) ОАО «БСК» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») для оптового рынка электроэнергии» ЦПА.424340.01-БСК.МИ.

Лист № 8 Всего листов 8

Методика аттестована ОАО «Фирма ОРГРЭС» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 009-01.00032-2013 от 09 сентября 2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода»)

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

2)    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

3)    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

4)    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

5)    ГОСТ Р 52322-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 2I. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2».

6)    ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

7)    ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

8)    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2. Технорабочий проект ЦПА.424340-01-СД. (Пояснительная записка. Рабочая документация);

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.