Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Хлеб Кубани"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Хлеб Кубани» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс точки измерений (ИИК ТИ), включающий измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-3 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 51644-12 (Рег. № 51644-12), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (один 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 результатов измерений в организации-участники ОРЭМ;

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

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;

предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. По окончании интервала интегрирования мощности (30 минут) текущие значения мощности добавляются в энергонезависимые регистры массива профиля мощности.

Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает счетчики и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-3, к которому подключен ГЛОНАСС/GPS-приемник. УСВ-3 осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-3 .

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Состав ИИК

Вид

электро

энергии

Наименование

ИИК

ИВК

Счетчик

ТТ

ТН

1

2

3

4

5

6

7

ЗТП-66П «Комбикормовый завод» 10/0,4 кВ,

РУ-10 кВ, 1 с. ш. 10 кВ, яч. 2

ТОЛ-НТЗ-10 кл.т. 0,5S 150/5 Зав. № 63026 Зав. № 64256 Рег. № 51679-12

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3899170000001 Рег. № 16687-13

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803130050 Рег. № 36697-12

S 8

ан

н

в

и

т

1

к

А

ЗТП-66П «Комбикормовый завод» 10/0,4 кВ,

РУ-10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, яч. 9

ТОЛ-НТЗ-10 кл.т. 0,5S 150/5 Зав. № 62729 Зав. № 62730 Рег. № 51679-12

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3899170000002 Рег. № 16687-13

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803130155 Рег. № 36697-12

S s

ан

н

в

и

т

2

к

А

ТШП-0,66М кл.т. 0,5 1000/5 Зав. №

03035767,

03035768, 03035769

Рег. № 57564-14

ЗТП-151П «Мельзавод» 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

1 с. ш. 0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 1112174413 Рег. № 64450-16

S s

ан

н

в

и

т

3

к

А

ТШП-0,66М кл.т. 0,5 1000/5 Зав. №

03035680,

03035681, 03035682

Рег. № 57564-14

ЗТП-151П «Мельзавод» 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

2 с. ш. 0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 1112174534 Рег. № 64450-16

S 5

ан

н

в

и

т

к

А

Предел абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с.

Примечания:

1    Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и S1(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).

3    В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

4    Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином; сила тока от 1ном до 1,2Тном, cosj=0,9 инд; температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С; относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 °С.

5    Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока питающей сети 0,9-ином до 1,1 ином, сила переменного тока от 0,011ном до 1,2Тном для ИИК №№ 1, 2; сила переменного тока от 0,05Тном до 1,2Тном для ИИК №№ 3 ,4; относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при плюс 25 °С.

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6    Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения изготовлены по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии изготовлены: ИИК №№ 1, 2 по ГОСТ Р 52323-2005; ИИК №№ 3, 4 по ГОСТ 31819.22-2012; в режиме измерения реактивной электроэнергии изготовлены: ИИК №№ 1, 2 по ГОСТ Р 52425-2005; ИИК №№ 3, 4 по ГОСТ 31819.23-2012.

7    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 45000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования: для счетчика Тв < 2 часа; для сервера Тв < 1 час; для компьютера АРМ Тв < 1 час; для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала; защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий: фактов параметрирования счетчика; фактов пропадания напряжения; фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания -не менее 10 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-5178-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Хлеб Кубани». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 15.02.2018 г.

Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1 согласованной с ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;

УСВ-3 - по методике поверки ВЛСТ 240.00.000 И1, утвержденной ФГУП ВНИИФТРИ в 2012 г.;

радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный № 46656-11;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Хлеб Кубани»». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0003/2018-01.00324-2011от 29.01.2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Хлеб Кубани»

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

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

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