Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ЗАО Фирма "Август" "Вурнарский завод смесевых препаратов"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ЗАО Фирма «Август» «Вурнарский завод смесевых препаратов» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения Филиала ЗАО Фирма «Август» «Вурнарский завод смесевых препаратов», сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции :

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодически (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;

- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;

- 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 (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК) включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983 - 2001, трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 для активной электрической энергии и по ГОСТ 31819.21-2012 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), состоящий из устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполненного на основе контроллера E-422.GSM (№ 46533-11 в Государственном реестре средств измерений), в котором осуществляется первичная обработка параметров энергопотребления, вычислительные операции, накоп-

Лист № 2

Всего листов 9

ление результатов за определенный период времени и передача информации на уровень ИВК, а также технических средств для организации каналов передачи данных.

На уровне ИВКЭ обеспечивается:

- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- разграничение прав доступа к информации.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения «Комплексы аппаратно-программные для автоматизации учета энергоресурсов ТЕЛЕСКОП+ 4.0.4 (№ 19393-07 в Государственном реестре средств измерений), содержит в своем составе:

- сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений;

- технические средства для организации локальной вычислительной сети, разграничения прав доступа к информации;

- система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), выполненная на основе радиосервера точного времени РСТВ-01-01 (№ 40586-09 в Государственном реестре средств измерений);

- технические средства приема-передачи данных;

- автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

На уровне ИВК обеспечивается:

- автоматический регламентный сбор результатов измерений;

- автоматическое выполнение коррекции времени;

- сбор данных о состоянии средств измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

- ведение нормативно-справочной информации;

- ведение «Журналов событий»;

- формирование отчетных документов;

- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним пользователям;

- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0-2003;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

- диагностику работы технических средств и ПО;

- разграничение прав доступа к информации;

- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

- показатели режимов электропотребления;

- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;

- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.

Принцип действия 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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 минут;

- средняя на интервале времени 30 минут активная (реактивная) электрическая мощность.

Умножение показаний счетчиков на коэффициенты трансформации происходит на сервере уровня ИВК.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем уровне АИИС КУЭ выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации внешним пользователям осуществляется от сервера БД по выделенному каналу до сети провайдера (основной канал) или через канал сотовой связи (резервный канал).

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

Часы РСТВ-01-01 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. Сличение показаний часов счетчика происходит при каждом сеансе связи с сервером. РСТВ-01-01 осуществляет коррекцию показаний часов сервера и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с показаниями часов РСТВ-01-01 более чем на ±2 c (программируемый параметр).

Синхронизация показаний часов устройств ИВК АИИС КУЭ осуществляется с периодичностью раз в сутки (периодичность устанавливается программно).

Ход часов компонентов системы не превышает +5 с/сут.

Минимальная скорость передачи информации по выделенным каналам корпоративной сети составляет 9800 бит/с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Для защиты измерительной системы от несанкционированного доступа (корректировок) в АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- испытательной переходной коробки и/или клеммного ряда;

- УСПД;

- сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплека аппаратнопрограммный для автоматизации учета энергоресурсов ТЕЛЕСКОП+ версия 4.0.4.

Уровень защиты ПО - С, согласно МИ 3286-2010.

Идентификационные данные программного обеспечения ТЕЛЕСКОП+ версия 4.0.4 приведены в Таблице 1.

Таблица 1. Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровня ИК и основные метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня ИК и основные метрологические характеристики измерительных каналов

Примечания:

0. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.

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

0. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,8 инд.;

- температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;

- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4Гц;

- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

0. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,01 - 1,2) Ihom, 0,5 инд < cos9 < 0,8 емк;

- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус

40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха до 90 %;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

- индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

0. Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,05 Ihom, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40°С.

0. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на Филиал ЗАО Фирма «Август» «Вурнарский завод смесевых препаратов» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

0. Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;

- счетчик электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;

Лист № 7

Всего листов 9

- ИВКЭ - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, при отключении питания - не менее 3 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

0.   Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- счетчик электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- УСПД типа E-422.GSM - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 0,2 часа;

- радиосервер точного времени РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов, среднее время восстановления работоспособности 0,5 часа;

- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится в верхней части титульного листа руководства по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу ЧЭСК.031213.020.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ЗАО Фирма «Август» «Вурнарский завод смесевых препаратов» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 27.02.2014 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Методика поверки. Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М»;

- для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ1 «Методика поверки. Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М»;

- для счетчиков электрических многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии методикой поверки, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ1 «Методика поверки. Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М»;

- для счетчиков электрических многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии методикой поверки, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Методика поверки. Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК»;

- для устройства сбора и передачи данных E-422.GSM - в соответствии с документом АВБЛ.468212.036 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

- для радиосервера точного времени РСТВ-01-01 - в соответствии с разделом 5 Руководства по эксплуатации ПЮЯИ.468212.039РЭ, утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в январе 2009 г.;

- для комплекса аппаратно-программного для автоматизации учета энергоресурсов Теле-скоп+ в соответствии с АВБЛ.002.002 МП «Комплексы аппаратно-программные для автоматизации учета энергоресурсов Телескоп+. Методика поверки»;

- средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений вторичной нагрузки ТТ в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с ТН в соответствии с МИ 3197-2009 «ГСИ.Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

- радиосервер РСТВ-01-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;

- термогигрометр «CENTER» (мод. 314).

Сведения о методах измерений

Метод измерений описан в методике измерений ЧЭСК.031213.020.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.

Нормативные документы

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.

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

ГОСТ 31819.21-2012 (IEC 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

Рекомендации к применению

при осуществлении торговли и товарообменных операций.