Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Олимпиадинского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО "Полюс", 56373-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Олимпиадинского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО «Полюс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ и ЗАО «Витимэнергосбыт» для проведения расчетов на оптовом рынке электроэнергии;

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

-    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение единого времени в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК) «АльфаЦЕНТР» номер по государственному реестру (далее - № ГР) 44595-10 и включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень системы - состоит из 16 информационно-измерительных комплексов (ИИК), включающих измерительные трансформаторы тока класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения классов точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, трехфазные многофункциональные счетчики электрической энергии Альфа A1802, кл. т. 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии) и по ТУ 4228-011-29056091-11 (в части реактивной электроэнергии).

2-ой уровень системы - информационно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ) состоит из шести УСПД RTU-325, двух устройств синхронизации системного времени (УССВ) подключенных к УСПД, технических средств для организации локальной вычислительной сети, аппаратуры приема-передачи данных с электрическими и оптическими линиями связи.

3-ий уровень системы - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Центра сбора и передачи данных Красноярской БЕ ЗАО «Полюс» (далее - КБЕ ЗАО «Полюс») на базе комплекса измерительно-вычислительного учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР». ИВК выполняет функции сбора и хранения результатов измерений и информации, их обработку и архивирование, а также формирует отчетную информацию, обеспечивает доступ к ней и ее передачу в организации - участники оптового рынка электроэнергии.

ИВК включает в себя сервер сбора и передачи данных на основе УСПД RTU-327 и подключенное к нему УССВ, сервер базы данных (БД), аппаратуру приема-передачи данных и технические средства для организации локальной вычислительной сети, электрические и оптические линии связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) должностных лиц КБЕ ЗАО «Полюс».

В состав программного обеспечения ИВК, помимо операционной системы, входит специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» в комплекте с системой управления базой данных (СУБД) Oracle Database 11g, необходимое для реализации всех функций ИВК работы с данными.

Первичные токи и напряжения контролируемого присоединения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии, где мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются в цифровой сигнал. По цифровому сигналу производится вычисление значений активной и реактивной мощностей, усредненных за период основной частоты сигналов.

Усреднение значений активной и реактивной мощности и вычисление приращений активной и реактивной электрической энергии в счетчике производится за интервал времени, равный 30 мин.

УСПД RTU-325 считывает приращения электрической энергии в цифровом виде со счетчиков электрической энергии и осуществляет их перевод в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, осуществляет сбор служебной информации и хранение, полученных данных, обеспечивает автоматическую синхронизацию часов счетчиков электрической энергии.

Далее измеренные величины и служебная информация от УСПД передаются на уровень ИВК, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и информационное взаимодействие с АРМ и организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), сформированной на всех уровнях иерархии, включающей в себя УССВ-16ИУ8 в составе УСПД. УССВ подключены непосредственно к УСПД RTU-325L ИВКЭ № 1 и № 2, а также к серверу сбора и передачи данных на базе УСПД RTU-327L серверного шкафа АИИС КУЭ. Часы этих УСПД синхронизируются УССВ (на базе приемника Garmin GPS-35), по сигналам точного времени, принимаемым от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Проверка осуществляется каждые 30 минут, коррекция часов УСПД производится при расхождении, превышающем ±2 с.

Эти УСПД синхронизируют часы подчиненных УСПД RTU-325L. Сервер сбора и передачи данных синхронизирует часы УСПД ИВКЭ № 3, № 4 и № 5, а УСПД ИВКЭ № 6 синхронизирует часы УСПД ИВКЭ № 2. Проверка осуществляется каждые 30 минут, коррекция производится при расхождении часов УСПД более ±1 с. Сличение часов счётчиков с часами УСПД осуществляется каждые 30 минут, коррекция часов счётчиков производится при достижении расхождения с часами УСПД, превышающем ± 2 с.

Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ состоит из следующих сертифицированных программных продуктов:

-    «MeterCat Альфа А1800» - программный пакет для работы со счетчиками серии Альфа 1800 (чтение и конфигурирование);

-    «Конфигуратор RTU-325» - программа, необходимая для подключения УСПД RTU-325 (поставляется в комплекте с УСПД);

-    «АльфаЦЕНТР» AC_SE - программный пакет, реализующий функции уровня ИВК в комплекте с СУБД Oracle Database 11g.

ПО АИИС КУЭ обеспечивает:

-    поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);

-    функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);

-    формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;

-    поддержку СОЕВ;

-    решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.

Идентификационные данные ПО приведены в табл. 1

Таблица 1 — Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ КБЕ ЗАО «Полюс»

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - «С». Влияние ПО на метрологические характеристики АИИС КУЭ отсутствует.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) представлен в табл. 2, а метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации в табл. 3 и 4.

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной энергии в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной энергии в рабочих условиях эксплуатации

где 5 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети относительно 1Ном 2% (52%P, 52%q), 5% (55%P, 55%q), 2°% (520%P, 520%q) и 100% (5100%P,

5ioo%q);

- значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WPi5%, Wqi5%), 5% (Wpi5%, WQI5%), 20% (Wpi20%, Wqi20%), 100% (Wpi00%, Wqii00%) и 120% (Wpil20%,

WQI120%).

Примечания:

1.    Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

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

3.    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4.    Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

20±5 °С

1±0,2 1ном

1±0,02 Uhom

0,9 инд от 49 до 51

от -60 до +40 от -40 до +65 от 1мин до 120 от 90 до 110 0,5 инд - 0,8 инд - 1 от 49 до 51

-    температура окружающего воздуха

-    сила тока

-    напряжение

-    коэффициент мощности (соб ф)

-    частота питающей сети, Гц

5.    Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С

-    температура окружающего воздуха для счетчиков , °С

-    сила тока, % от номинального (1ном)

-    напряжение, % от номинального (UHOM)

-    коэффициент мощности (соб ф)

-    частота питающей сети, Гц

6.    Погрешность в рабочих условиях указана:

-    для I от 0,02 1ном до 1,2 Iном';

-    для cos ф от 0,5 инд. до 1 и

-    для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +15 °С до +35 °С.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на аналогичный соответствующего утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на Красноярское БЕ ЗАО «Полюс» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

-    счетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления tB = 2 ч;

-    УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления tB = 2 ч;

-    сервер - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления tB = 1 ч;

-    УСПД RTU-327L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления te = 2 ч;

-    СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,9999, среднее время восстановления tB не более 168 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью программных средств ПО «АльфаЦЕНТР».

Регистрация событий:

а)    в журнале событий счетчика:

-    параметрирования,

-    попыток несанкционированного доступа,

-    изменения текущих значений времени и даты при синхронизации времени,

-    отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях,

-    перерывов питания;

б)    в журнале событий УСПД:

-    даты начала регистрации измерений,

-    перерывов электропитания,

-    потери и восстановления связи со счетчиками;

-    программных и аппаратных перезапусков,

-    корректировки времени в УСПД и каждом счетчике,

-    изменения ПО и параметрирования УСПД;

в)    в журнале событий ИВК:

-    несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,

-    перерывов электропитания,

-    потери и восстановления связи со счетчиками,

-    программных и аппаратных перезапусков,

-    корректировки времени в ИВК, УСПД и каждом счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

а)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    путем пломбирования трансформаторов тока, промежуточных клеммников расположенных в шкафах кроссовых вторичных цепей измерения и шкафах учета, испытательных коробок, клеммников самих электросчетчиков, клеммников цепей передачи информации от электросчетчиков к УСПД, а также клеммников самих УСПД;

-    путем пломбирования элементов счетчиков и УСПД, с помощью которых может осуществляться изменение параметров настройки устройств, системного времени и накопленных данных;

-    путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);

б)    защита информации на программном уровне:

-    установка трех паролей для различного уровня доступа к параметрированию счетчика (пользователя, предприятия, энергоснабжающей организации);

-    разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных (установка пароля на сервер, основной и дополнительный пароль загрузки);

-    разграничение доступа к последовательным, параллельным и другим портам ЭВМ;

-    автоматизированная идентификация пользователей и эксплуатационного персонала при обращении к ресурсам системы;

-    регистрация входа (выхода) пользователей в систему, обращений к ресурсам и фактов попыток нарушения доступа;

-    регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности;

-    обнаружение и регистрация искажений штатного состояния рабочей среды ЭВМ, вызванного вирусами, ошибками оператора, техническими сбоями или действиями посторонних лиц.

Глубина хранения информации:

-    счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 4

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ КБЕ ЗАО «Полюс»

Поверка

осуществляется по документу 07-45/014 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Олимпиадинского и Благодат-нинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО «Полюс», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Красноярский ЦСМ»25.09.2013 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе 7 «Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;

-    переносной компьютер с ПО «MeterCat Альфа А1800», «Конфигуратор RTU-325», «АльфаЦЕНТР» AC_SE.

Сведения о методах измерений

«Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Олимпиа-динского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО «Полюс». Свидетельство об аттестации методики измерений № 16.01.00291.015-2013 от 19.04.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ КБЕ ЗАО «Полюс»

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»;

3.    РД 34.11.114-98 «Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные метрологические характеристики. Общие требования»;

4.    Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка и электроэнергии и мощности. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭМ. Технические требования».

Рекомендации к применению