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
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
1 | 2 |
Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
1 | 2 |
Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
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
Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (8), % |
81(2) I1(2)£ I изм< I 5 % | 85 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % |
1, 2 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
0,9 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 |
0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
3, 4 ТТ - 0,5; Счетчик - 0,5 S | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
0,9 | - | ±2,5 | ±1,7 | ±1,5 |
0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 |
0,7 | - | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 |
0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,2 |
Номер ИИК | sin9 | Пределы допускаемой относительной И при измерении реактивной электрической э в рабочих условиях применения АИИС КУЭ | ( 8) рК , о S |
81(2)%, 1 2 %£ 1 изм< 1 5 % | 85 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 8100 %, Г00 %£ I изм£ I 120 % |
1, 2 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±6,0 | ±4,0 | ±3,0 | ±3,0 |
0,6 | ±4,3 | ±3,1 | ±2,4 | ±2,4 |
0,71 | ±3,6 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,1 |
0,87 | ±3,0 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 |
3, 4 ТТ - 0,5; Счетчик - 1,0 | 0,44 | - | ±7,1 | ±4,5 | ±3,9 |
0,6 | - | ±5,4 | ±3,8 | ±3,4 |
0,71 | - | ±4,6 | ±3,5 | ±3,2 |
0,87 | - | ±4,0 | ±3,2 | ±3,1 |
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.
Наименование | Обозначение | Количество |
1 | 2 | 3 |
Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 4 шт. |
Трансформатор тока | ТШП-0,66М | 6 шт. |
Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 2 шт. |
Преобразователь | Moxa NPort 5410 | 1 шт. |
Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 шт. |
Коммуникатор | С-1.02 | 2 шт. |
Терминал GSM модем | IRZ MC52iT | 1 шт. |
Сервер АИИС КУЭ | HP ProLiant DL60 Gen9 | 1 шт. |
Методика поверки | РТ-МП-5178-500-2018 | 1 экз. |
Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.337 ПФ | 1 экз. |
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