Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Корпорация ГРИНН"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 6304 от 11.11.11 п.13
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 44380
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Корпорация «ГРИНН» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер сбора данных АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени типа УСВ-1 (далее - УСВ-1) и программное обеспечение (далее - ПО) Пирамида 2000.

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи 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 как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхней уровень системы, где осуществляется вычисление потребленной 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, с использованием ЭП, с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-1, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-1 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов

сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 2. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационные наименования модулей ПО

CalcClients.dll CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll

SynchroNSI.dll VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИСК КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

Г раницы основной относительной погрешности ИК, (д), %

Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (д), %

1

Белгородская обл. г. Белгород Мегакомплекс «ГРИНН» РП №81 6 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.№15

ТПЛ-СЭЩ-10-11 У2

Кл. точн. 0,5 S Коэфф. тр. 600/5 Рег. № 38202-08

ЗНОЛ.06-6 У3 Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-08

ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. точн. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,4

2

Белгородская обл.

г. Белгород Мегакомплекс «ГРИНН» РП №81 6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.№18

ТПЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. точн. 0,5 S Коэфф. тр. 600/5 Рег. № 38202-08

ЗНОЛ.06-6 У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-08 ЗНОЛ.06-6 У3 Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11

ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. точн. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

± 1,2

±2,8

±3,4

±5,4

3

Курская обл. г. Курск, ГМ «ЛИНИЯ-2» ТП-10/0,4 кВ, РУ-10кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ввод №1

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 150/5 Рег. № 32139-06

ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-08

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. точн. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

4

Курская обл. г. Курск, ГМ «ЛИНИЯ-2» ТП-10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ввод №2

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 150/5 Рег. № 32139-06

ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 10000:^3/100:^3 Рег. № 3344-08

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. точн. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,4

Пределы допускаемой 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 cos9 = 0,8 инд, 1=0,02 (0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 -4 от 0 до плюс 40 °C.

4 В Таблице 2 и далее по тексту приняты следующие сокращения (обозначения): Кл. точн. - класс точности, Коэфф. тр. - коэффициент трансформации, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства 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 предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6 Допускается замена УСПД и УСВ-1 на аналогичные утвержденных типов.

7 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, изменения вносятся в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

4

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos9

- температура окружающей среды, °C

от 99 до 101

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°C:

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C

от 90 до 110

от 2 (5) до 120

от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +50

от +18 до +25

от +10 до +30

Окончание таблицы 3

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М.13, ПСЧ-4ТМ.05М

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-     защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере

даваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Корпорация «ГРИНН» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество, шт./экз.

Трансформатор тока

ТПЛ-СЭЩ-10-11 У2

4

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10-11

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6 У3

5

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6 У3

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10 У3

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.13

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1

Программное обеспечение

Пирамида 2000

1

Методика поверки

МП 48202-11 с Изменением №1

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.562 ПФ

1

Руководство по эксплуатации

РЭСС.411711.АИИС.562 ИЗ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 48202-11 с Изменением №1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Корпорация «ГРИНН». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01.08.2018 г.

Основные средства поверки:

- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато

ры тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.13 - по документу «Счетчики электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу «Счетчики электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика

поверки ВЛСТ 221.00.000МП»,утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;

- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис

темы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

- термогигрометр CENTER (мод. 315): диапазон измерений температуры от минус

20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, Рег. № 22129-09;

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

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

Развернуть полное описание