Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «САН ИнБев» филиал в г. Омске (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «САН ИнБев» филиала в г. Омске, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные компоненты (ИИК), в состав которых входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (4 точки измерения).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных УСПД «Сикон С70» и технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ (сервер БД), аппаратуру приема-передачи данных и автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ), сформирована на всех уровнях структурного состава АИИС КУЭ.
Первичные линейные 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 по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по выделенному каналу связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), сформированной на всех уровнях структурного состава АИИС КУЭ и включающей в себя устройство синхронизации времени (УССВ) УСВ-1 на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), часы сервера БД, УСПД и счетчиков. Время часов сервера БД синхронизируется со временим часов УССВ 1 раз в час, погрешность синхронизации не более ±1 с. Время часов УСПД «СИКОН С70» синхронизируется со временем часов ИВК, сличение не реже 1 раза в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени часов сервера и УСПД ±2 с. Сличение часов счетчиков с временем часов УСПД каждые 30 мин, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов УСПД ±2 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0 в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9FA97BA8 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | ПС «Левобережная» фидер №1109 | ТОЛ-10-I Ктт 300/5 КТ 0,5S рег. №15128-07 Фазы: А; С | ЗНОЛП-СВЭЛ Ктн 10000/100 КТ 0,5 рег. №67628-17 Фазы: А; B; С | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 рег. №36697-08 | СИКОН С70 рег. №28822-05 УСВ-1 рег. №28716-05 | активная реактивная | ±1,0 ±2,6 | ±3,0 ±5,0 |
| 2 | ПС «Левобережная» фидер №1118 | ТЛК-10-5 Ктт 300/5 КТ 0,5S рег. №9143-06 Фазы: А; С | НАМИТ-10 Ктн 10000/100 КТ 0,5 рег. №16687-02 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 рег. №36697-08 |
| 3 | ПС «Левобережная» фидер №1123 | ТОЛ-10-I Ктт 400/5 КТ 0,5S рег. №15128-07 Фазы: А; С | НАМИТ-10 Ктн 10000/100 КТ 0,5 рег. №16687-02 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 рег. №36697-08 |
| 4 | ПС «Левобережная» фидер №1124 | ТОЛ-10-I Ктт 400/5 КТ 0,5S рег. №15128-07 Фазы: А; С | ЗНОЛП-СВЭЛ Ктн 10000/100 КТ 0,5 рег. №67628-17 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 рег. №36697-08 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности ( получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +30 °С.
4 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов.
7 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 4 |
| Нормальные условия: - параметры сети: - напряжение, % от Uном | от 98 до 102 |
| - ток, % от Iном | от 100 до 120 |
| - COSф | 0,9 инд. |
| - температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Рабочие условия: - параметры сети: - напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| - ток, % от Iном | от 2 до 120 |
| - COSф | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от -20 до +55 |
| - температура окружающей среды для УСПД, °С | от -10 до +50 |
| - температура окружающей среды для сервера БД, °С | от +15 до +35 |
| Надежность применяемых в системе компонентов: - счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| - УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| - сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
Продолжение таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение |
| Глубина хранения информации: - счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки, ч, не менее | 2730 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| - УСПД: - тридцатиминутные приращения электроэнергии по каждому ИК и электроэнергии за месяц по каждому ИК, сут., не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 6 |
| - сервер БД: - результаты измерений и состояние средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика,
- УСПД,
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений: 30-ти минутные приращения (функция автоматизирована);
- сбора: 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «САН ИнБев» филиал в г. Омске типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | приведено в таблице 2 | 8 шт. |
| Трансформатор напряжения | приведено в таблице 2 | 8 шт. |
| Счетчик | приведено в таблице 2 | 4 шт. |
| УСПД | приведено в таблице 2 | 1 шт. |
| УССВ | УСВ-1 | 1 шт. |
| Техническая и эксплуатационная документация на систему и комплектующие средства измерений | ВАСУ.07-00220.288.09/035.ЭД | 1 комплект |
| Методика поверки | — | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «САН ИнБев» филиал в г. Омске. Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2009 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Рекомендация ГСИ. Измерительные Трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Рекомендация ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки»;
- УСПД «СИКОН С-70» - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки»;
- УССВ «УСВ-1» - по документу ВЛСТ 221.00.000 МП «Устройства синхронизации времени «УСВ-1». Методика поверки»;
- радиочасы МИР РЧ-01 (рег. № 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. МВИ электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС КУЭ) ОАО «САН ИнБев» филиал в г. Омске» (рег. №ФР.1.34.2009.06555).
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
