Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Коршуновский ГОК", 68596-17

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Коршуновский ГОК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «ИКМ-Пирамида» (Госреестр СИ № 45270-10), представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 (либо ГОСТ Р 52323-2005) в режиме измерений активной электрической энергии, по ГОСТ 31819.23-2012 (либо ГОСТ 52425-2005) в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ), включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) на базе промышленного контроллера СИКОН С50 с программным обеспечением «Пирамида 2000», расположенный в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Коршуновский ГОК», систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии на базе устройства синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.

Принцип действия АИИС КУЭ: первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. 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. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние значения мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема и далее по каналам связи стандарта GSM - на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД. Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485. Сопряжение УСПД с локальной вычислительной сетью (ЛВС) ОАО «Коршуновский ГОК» и затем с ИВК осуществляется посредством линий связи ЗАО «Электросеть», образуя основной канал передачи данных (GSM модем по GPRS). Резервный канал связи образован посредством коммутируемого соединения (GSM модем по CSD).

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ осуществляет обмен и передачу полученной информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничного рынка электроэнергии (РРЭ), АО «СО ЕЭС» через каналы связи в виде xml-файлов форматов, установленных в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Передача макетов в АО «АТС» осуществляется с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта ОРЭМ. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS устройством синхронизации системного времени (УССВ) на базе УСВ-2 (Госреестр СИ № 41681-10), имеющего погрешность синхронизации со шкалой координированного времени не более ±0,35 с. ИВК каждый час сличает и синхронизирует свою шкалу времени со шкалой УССВ, время задержки сигнала составляет менее 0,2 с. При каждом сеансе связи ИВК с УСПД осуществляется сравнение и синхронизация шкал времени (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с часами сервера на величину более ±1 с. Внутренние часы счетчиков электрической энергии сличаются и, при необходимости, синхронизируются с часами соответствующего УСПД не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны контроллеров при расхождении более ±1 с, и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике.

Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с/сут.

Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.

Программное обеспечение

Все функции АИИС по обработке измерительных и служебных данных реализуются программно. Программное обеспечение имеет модульную структуру, которая обеспечивает построение отказоустойчивого, масштабируемого программно-технического комплекса. В состав ПО АИИС КУЭ входит: специализированное встроенное ПО счетчиков электроэнергии, контроллеров (УСПД) и ПО сервера сбора и БД АИИС КУЭ. Программные средства сервера БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему ОС Windows 8.1, Windows 2008 Server или выше, прикладное ПО (СУБД Microsoft SQL Server -система управления базами данных) и специализированное ПО «Пирамида 2000». Программные средства на АРМ содержат: ОС не ниже «Microsoft Windows XP Professional»,

программный пакет «MS Office» - набор офисных приложений служит для просмотра отчетных форм и специализированное ПО «Пирамида 2000.АРМ», «Пирамида 2000.Мобильный АРМ».

ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям ГОСТ 8.654-2009, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 г. выдано ФГУП «ВНИИМС».

Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений. ПО и конструкция счетчиков, контроллеров и сервера сбора данных после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения их параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, контроллеров и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных.

Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных от преднамеренных изменений являются:

-    средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);

-    средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);

-    средства управления доступом (пароли);

-    средства защиты на физическом уровне (пломбирование).

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -высокий (по Р 50.2.077-2014).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Границы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Технические характеристики

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.

ИК АИИС КУЭ

Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав

ТТ: КТ 0,5S КТТ=400/5

ТВ-110-IX УХЛ1 ГР № 64181-16

ПС «Коршуниха» 220/110/35 кВ, ОРУ-110 кВ, ЛЭП-110 кВ ГОК-1

Энергия (мощность) активная, реактивная; календарное время

ТН: КТ 0,5

Ктн=110000/У3/100/У3

НКФ-110-57 ГР № 1188-58

Счетчик КТ 0,5S(А)/1 (R)

СЭТ-4ТМ.03М.01 ГР № 36697-08

ТТ: КТ 0,5S Ктт=400/5

ТВ-110-IX УХЛ1 ГР № 64181-16

ПС «Коршуниха» 220/110/35 кВ, ОРУ-110 кВ, ЛЭП-110 кВ ГОК-2

Энергия (мощность) активная, реактивная; календарное время

ТН: КТ 0,5

Ктн=110000/У3/100/У3

НКФ-110-57 ГР № 1188-58

Счетчик КТ 0^(А)/1 (R)

СЭТ-4ТМ.03М.01 ГР № 36697-08

ТТ: КТ 0,5S КТТ=400/5

ТВ-110-IX УХЛ1 ГР № 64181-16

ПС «Коршуниха» 220/110/35 кВ, ОРУ-110 кВ, ЛЭП-110 кВ ГОК-3

Энергия (мощность) активная, реактивная; календарное время

ТН: КТ 0,5

ктн=110000/У3/100/У3

НКФ-110-57 ГР № 1188-58

Счетчик КТ 0,5S^)/1 (R)

СЭТ-4ТМ.03М.01 ГР № 36697-08

ТТ: КТ 0,5S КТТ=400/5

ТВ-110-IX УХЛ1 ГР № 64181-16

ПС «Коршуниха» 220/110/35 кВ, ОРУ-110 кВ, ЛЭП-110 кВ ГОК-4

Энергия (мощность) активная, реактивная; календарное время

ТН: КТ 0,5

ктн=110000/У3/100/У3

НКФ-110-57 ГР № 1188-58

Счетчик КТ 0,5S^)/1 (R)

СЭТ-4ТМ.03М.01 ГР № 36697-08

ТТ: КТ 0,2S

КТТ=400/5

GIF 40,5 ГР № 30368-10

ПС «Коршуниха» 220/110/35 кВ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ «Водовод»

Энергия (мощность) активная, реактивная; календарное время

ЗНОМ-35 ГР № 912-54

ТН: КТ 0,5

Ктн=35000/У3/100/У3

Счетчик КТ 0,2S (А)/0,5 (R

СЭТ-4ТМ.03М ГР № 36697-12

Энергия (мощность) активная, реактивная; календарное время

ПС «Новая Коршуниха» 110/10/6 кВ

СИКОН С70 ГР № 28822-05

Контроллер (УСПД)

ТТ: КТ 0,5 КТТ=1500/5

ТВЛМ-10 ГР № 1856-63

ПС «Новая Коршуниха» 110/10/6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ Т-1

Энергия (мощность) активная, реактивная; календарное время

ТН: КТ 0,5

Ктн= 6000/V3/100/V3

НТМИ-6-66 ГР № 2611-70

Счетчик КТ 0,5S^)/1 (R)

СЭТ-4ТМ.03М.01 ГР № 36697-12

ТТ: КТ 0,5 КТТ=1500/5

ТВЛМ-10 ГР № 1856-63

ПС "Новая Коршуниха" 110/10/6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ Т-2

Энергия (мощность) активная, реактивная; календарное время

ТН: КТ 0,5

ктн= 6000/V3/100/V3

НТМИ-6-66 ГР № 2611-70

Счетчик КТ 0,5S^)/1 (R)

СЭТ-4ТМ.03М.01 ГР № 36697-12

ТТ: КТ 0,5 Ктт=1000/5

ТЛМ-10 ГР № 2473-69

ПС "Новая Коршуниха" 110/10/6 кВ,

1 с. ш. 10 кВ, ввод 10 кВ Т-1

Энергия (мощность) активная, реактивная; календарное время

НАМИ-10-95УХЛ2 ГР № 20186-05

ТН: КТ 0,5

Ктн=10000/У3/100/У3

Счетчик КТ 0,5S^)/1 (R)

СЭТ-4ТМ.03М.01 ГР № 36697-12

ТТ: КТ 0,5 КТТ=1000/5

ТВЛМ-10 ГР № 1856-63

ПС "Новая Коршуниха" 110/10/6 кВ,

2 с. ш. 10 кВ, ввод 10 кВ Т-2

Энергия (мощность) активная, реактивная; календарное время

НАМИ-10-95УХЛ2 ГР № 20186-05

ТН: КТ 0,5

КТН=10000/V3/100/V3

Счетчик КТ 0,5S^)/1 (R)

СЭТ-4ТМ.03М.01 ГР № 36697-12

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчётчики:

-    СЭТ-4ТМ.03М (параметры надежности: То не менее 165000 ч; te не более 2 ч);

-    Меркурий 230 (параметры надежности: То не менее 150000 ч; te не более 2 ч);

-    СЕ 303 (параметры надежности: То не менее 220000 ч; te не более 2 ч);

-    контроллеры (УСПД):

-    СИКОН С70 (параметры надежности: То не менее 70000 ч; te не более 24 ч);

-    ИВК:

-    «ИКМ-Пирамида» (параметры надежности: То не менее 70000 ч; te не более 2 ч);

-    контроллер с функциями ИВК «СИКОН С50» (параметры надежности: То не менее 100000 ч; КГ не менее 0,99; te не более 1 ч);

-СОЕВ:

-    УСВ-2 (параметры надежности: То не менее 35000 ч; КГ не менее 0,95; te не более 168 ч).

Надежность системных решений:

-    резервирование питания контроллеров с помощью источника бесперебойного питания (ИБП), а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от измерительно-информационных комплексов (ИИК) к ИВКЭ (резервный канал связи -резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - коммутируемое соединение GSM); резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания и с помощью резервирования сервера;

-    мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике);

-    наличие ЗИП, эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчиков, промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательных коробок, контроллеров (УСПД) и сервера.

Глубина хранения информации (профиля):

-    электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М ведут три четырехканальных независимых массива профиля мощности для активной и реактивной мощности прямого и обратного направлений (по четыре канала в каждом массиве) с глубиной хранения каждого массива профиля для 30-минутных интервалов - 113,7 суток,

-    для электросчетчиков Меркурий 230ART хранение четырехканального архива значений средних мощностей (профиль мощности) активной и реактивной энергии и профиля мощности технических потерь с временем интегрирования 30 минут и с шагом

1 минута время хранения архивов составляет 85 суток (функция автоматизирована),

-    электросчетчики СЕ 303 имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована) по 4-м каналам - на глубину не менее 74 суток,

-    контроллеры СИКОН С70 (УСПД) - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 суток, сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет (функция автоматизирована);

-    контроллер с функциями ИВК «СИКОН С 50» (сервер БД) - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_

П р и м е ч а н и я:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности.

2    Нормальные условия:

-    температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов по ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, для счетчиков, контроллеров, ИВК и УСВ-2 (20±2) °С;

-    диапазон напряжения (0,98-1,02)Uhom; частота (50±0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,05 мТл.

3    Рабочие условия:

-    допускаемая температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 60 до плюс 45 °С, для счетчиков: СЭТ-4ТМ.03М и СЕ 303 от минус 40 до плюс 60 °С, Меркурий 230ART от минус 40 до плюс 55 °С, для контроллеров СИКОН С70 от минус 10 до плюс 50 °С, для ИВК (20±10) °С, для УСВ-2 от минус 10 до плюс 50 °С;

-    диапазон напряжения (0,9-1,1)Uhom; частота (50±0,4) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл.

4    Погрешность в рабочих условиях указана для колебаний температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии в процессе выполнения измерений (20±5) °С.

5    В таблице 3 приняты следующие обозначения:

W^o/o (Wq2%) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

W^ (Wq5%) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

W™ % (Wq20%) - значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;

Wh^,, (Wq100%) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка); Wh^o (Wq120%) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП ИРМ-001-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Коршуновский ГОК». Методика поверки», утвержденному АО «ИРМЕТ» 02.06.2017 г.

Основные средства поверки:

-    измерительных трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    измерительных трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    счетчиков электрической энергии в соответствии с документами: счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.; счетчиков типа Меркурий 230ART - по разделу «Методика поверки» документа АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованном с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.; счетчиков типа СЕ 303 - по документу ИНЕС.411152.081 Д1 «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 303. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.

-    устройства синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом: ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в мае 2010 г.;

-    контроллеров: СИКОН С50 в соответствии с документом РТ-МП-3371-441-2016 «ГСИ. Контроллеры многофункциональные «СИКОН С 50» Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» в 2016 г.; СИКОН С70 в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    ntp-серверы, работающие от сигналов рабочих шкал Государственного первичного эталона времени и частоты;

-    устройство синхронизации времени УСВ-3, ГР №51644-12, погрешность синхронизации относительно шкал времени UTC, UTC(SU): ±100 мкс;

-    переносной инженерный пульт - ноутбук с программными пакетами «Пирамида 2000. Мобильный АРМ», «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», «Конфигуратор Меркурий 230», «Admin Tools» для конфигурации и опроса счетчиков и с ПО для работы с устройством синхронизации времени «УСВ-3», оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;

-    метеометр МЭС-200А для контроля условий окружающей среды при поверке;

-    прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3 Т1 специальный плюс 3000 (с клещами токоизмерительными 10 А; 300/3000А и с трехфазным блоком трансформаторов тока (БТТ);

-    измеритель показателей качества электрической энергии Ресурс-ЦБ2М.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности на присоединениях ОАО «Коршуновский ГОК», аттестованном АО «ИРМЕТ» в 2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Коршуновский ГОК»

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

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