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
