Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Комбинат КМАруда", 57434-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Комбинат КМАруда» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S и 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000М (Госреестр № 17049-04, зав. № 0000495), и технических средств приема-передачи данных.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 преобразуют 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.

УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут

Лист № 2 Всего листов 17

производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Коррекция часов компонентов АИИС КУЭ осуществляется от устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000, в состав которого входит GPS-приемник, обеспечивающий прием сигналов точного времени. Часы сервера БД синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в час, коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов УСПД и часов сервера БД более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

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 ПО "Энергосфера", в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО "Энергосфера" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "Энергосфера".

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2

Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

<т>

*1

о

Й

к

о

н

о

со

К

о

н

Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, СШ III, яч. № 39

Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, СШ II, яч. № 27

Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, СШ I, яч. № 3

о

и

%

а>

X

X

<т>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

к»

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Счетчик

_    я

i?    д

I-    II

On    On

On    О

W

н х

п

On On

On о

*3

Ю* д

I- II On On On О

* я

Ч я о

^ Л

к ъ

W

Н

JO

'ui

сг>

W

Н

JO

'ui

т

i?    ^    НН

- з    з

Ю II    ^

On    On    О

^    2    ^

О    ^    СЛ

00    ^

^ Я

о

L/1 н

Ю п

Л

■

о

^ Я

о

L/1 н

Ю п

Л

■

о

-р*.

оо

^1

■

О

^1

00

^1

I

о

^1

00

^1

■

О

^1

о

о

о

о

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

td

td

>

О

о

О

О

О

О

>

0 (J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

О

(J

Н

■

н

о

OJ

О

(J

Н

■

-Р*.

н

£

о

OJ

iо*

iо*

ю*

о

ю*

о

оо

о

оо

о

On

On

-Р*.

О

о

оо

о

On

On

СЛ

7200

7200

4800

о\

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

td

о

<т>

*1

о

Й

К

о

н

о

со

К

о

н

о

и

%

а>

X

X

а>

н

рэ

04

и

X

с

Е

ю

ОАО «Комбинат КМАруда» п/с № 24 6 кВ, СШ I, яч. № 7

ОАО «Комбинат КМАруда» п/с № 24 35 кВ, СШ I, Ввод 1Т

Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, СШ III, яч. № 42

к»

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

ТТ

*2

Ю*    д

I-    II

On    On

On    О

00    о

<1    О

Я

II н

о -° о ^

О СЛ

W

Н

JO

'ui

сг>

ю*

ю*

^ Я

О

L/1 н

Ю п

-р*. Л ■

о

-р*.

ю*

OJ

00

I

о

-р*.

ю*

Ui

н

о

н

о

О    «

О    и

о    м

> JO

LtJ    ^

о

о

^ Я

о

^ л

£ Д £ ъ

^ Я

о

^ Л

£ Д £ ъ

ю

ю

^1

I

о

On

ю

On

о -о

\Q Lf\

о

о

td

>

td

>

О

О

td

>

td

td

>

td

>

о

О

о

о

>

0

(J

н

1

н

£

о

OJ

О

(J

Н

■

-Р*.

н

о

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

iо*

ю*

iо*

i?

td

ю*

о

О

оо

о

On

On

о

OJ

о

о

On

о

о

OJ

on

tn

ю

чо

1200

21000

12000

ON

td

о

<т>

о

Й

К

о

н

о

со

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

К

о

н

<1

On

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

<т>

*1

о

Й

к

о

н

о

со

К

о

н

ОАО «Комбинат КМ Ару да» п/с №24 6 кВ, СШ II, яч № 18

ОАО «Комбинат КМАруда» п/с № 24 6 кВ, СШ II, яч. № 20

ОАО «Комбинат КМАруда» п/с № 24

Я

чз

о

й

о

и

*

<т>

Д

X

<т>

н

РЭ

04

Й

Д

с

Е

ю

к»

6 кВ, СШ II, яч. № 26

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

3

о

о

3

о

о

о

о

Н

р

ю*

^ Я

О

L/1 н

Л

■

о

-р*.

ю*

^ Я

О

L/1 н

Л

■

о

-р*.

ю*

^ Я

О

L/1 н

Ю п

-р*. Л ■

о

-р*.

Н

р

'ui

in

Н

р

'ui

СЛ

Н

р

'ui

сг>

>

>

>

>

td

td

td

td

о

О

о

О

>

>

td

td

О

О

О

(J

Н

■

-Р*.

н

о

О

(J

Н

■

-Р*.

н

о

LtJ

О

(J

Н

■

-Р*.

н

о

н

Я

iо*

о

о

ю

о

00

о

СЛ

LtJ

On

Ю

2400

1200

о\

2400

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

td

о

<т>

►I

о

Й

Д

о

н

о

со

Д

о

н

о

и

*

<т>

X

К

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

td

о

<т>

*1

о

Й

к

о

н

о

со

К

о

н

vo

Продолжение таблицы 2

td

о

CD

l—I О

й

к

о

н

о

со

и

К

о

н

i?

Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, СШ II, яч. №21

Продолжение таблицы 2

к»

Счетчик

ТН

ТТ

_    я

i?    д

I-    II

On    On

On    О

00    о

<1    О

Ui

to я н

'j О о

L/l JH ^

to и ^ £ N сл

I    '

о ^

-&■    о

о

о

>

>

td

td

о

О

0 (J

н

1

-р*.

н

о

OJ

i?

ю*

о

о

^1

о

On

О

^1

to

сл

7200

о\

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Календарное время

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

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

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

3.    Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Цном; сила ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (18 - 25) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Цном; ток (0,01 - 1,2) 1ном;

0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 до 40°С, для счетчиков от минус 40 до 65 °С; для УСПД от минус 10 до 55 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для отклонения температуры окружающего воздуха в местах расположения счетчиков электроэнергии от нормальных условия в диапазоне от 10 до 30 °С.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Комбинат КМАруда» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 90 000 ч., время восстановления работоспособности TB=24 ч.;

-    электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 140 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=24 ч.;

-    устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 75 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.

Надежность системных решений:

-    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

-    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

-    Ремонтопригодность;

-    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

-    Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

-    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

-    журнал событий счетчика:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в счетчике.

-    журнал событий ИВКЭ:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в УСПД.

-    журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчиков;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    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 БД.

Глубина хранения информации:

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

-    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений

-    не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Комбинат КМАруда».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Комбинат КМАруда» представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 57434-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Комбинат КМАруда». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28 марта 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся

Лист № 16 Всего листов 17

приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г. (Госреестр № 27524-04);

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

04 декабря 2007 г. (Госреестр № 36697-08);

-    устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 - в соответствии с документом «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99, утвержденным УНИИМ (декабрь 1999 г.);

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

-    средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Комбинат КМАруда» ФР.1.34.2014.17421.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Комбинат КМАруда»

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

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

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

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

5.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

6.    Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Комбинат КМАруда» ФР.1.34.2014.17421

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли и товарообменных операций.