| Номер в госреестре | 81964-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Корпорация "ГРИНН" Мегакомплекс "ГРИНН", расположенный по адресу: г. Курск, 305029, ул. К. Маркса, д. 68 |
| Изготовитель | Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала АО «Корпорация «ГРИНН» Мегакомплекс «ГРИНН», расположенный по адресу: г. Курск, 305029, ул. К. Маркса, д. 68 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), устройство синхронизации времени (далее по тексту -УСВ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «Пирамида 2000» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности (без учёта коэффициента трансформации), 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 посредством каналообразующей аппаратуры поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.
Сервер БД в автоматическом режиме ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet с использованием электронной подписи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.
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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS.
Время сервера синхронизировано со временем УСВ, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов счетчиков. Сличение времени счетчиков с временем сервера один раз в день, при расхождении времени счетчиков с временем сервера более чем на ±2 с выполняется корректировка, но не чаще, чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств с фиксацией времени до и после коррекции или величиной коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. 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 ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификацио нное наименование ПО | Номер версии (идентифика ционный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатор а ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| CalcClients.dll | 3.0 | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | MD5 |
| CalcLeakage.dll | 3.0 | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | MD5 |
| CalcLosses.dll | 3.0 | d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac | MD5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Metrology.dll | 3.0 | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | MD5 |
| ParseBin.dll | 3.0 | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | MD5 |
| ParseIEC.dll | 3.0 | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | MD5 |
| ParseModbus.dll | 3.0 | c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 | MD5 |
| ParsePiramida.dll | 3.0 | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | MD5 |
| SynchroNSI.dll | 3.0 | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
| VerifyTime.dll | 3.0 | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | 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.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики.
| к а <ц о К | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнерг ии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | 0сновная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | ТП-1545 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.2 (ввод Т-1 10 кВ) | ЗНТ0ЛП-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 55601-13 | ЗНТ0ЛП-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 55601-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | УСВ-3 Рег. №6424216 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ^ о" ±± |
| 2 | ТП-1545 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.6 (ввод Т-2 10 кВ) | ЗНТ0ЛП-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 55601-13 | ЗНТ0ЛП-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 55601-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
| 3 | ПС 110/10 кВ «Котельная», ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч.31 | Т0Л-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 32139-11 | Н0Л-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 35955-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,4 ±6,0 | |
| 4 | ПС 110/10 кВ «Котельная», ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч.44 | ТЛ0-10 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 25433-11 | Н0Л-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 35955-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК. 12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,4 ±6,0 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ | ±5 с | |||||||
| 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 ИК №1-2 при cos ф = 0,8 инд, 1=0,05Тном, для ИК №3-4 при cos ф = 0,8 инд, 1=0,02Тном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-4 от минус 40 °С до +60 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № -регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, У СВ на аналогичные утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6. Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии -владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | |
| для ИК №1-2 | от 5 до 120 |
| для ИК №3-4 | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 1,0 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСВ, оС | от -25 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 45000 |
| - 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, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - 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 бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться 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 БД:
- изменения значений результатов измерений;
- изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД.
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 состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ филиала АО «Корпорация «ГРИНН» Мегакомплекс «ГРИНН», расположенный по адресу: г. Курск, 305029, ул. К. Маркса, д. 68, типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы комбинированные | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НОЛ-СЭЩ-10 | 6 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 | 2 шт. |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК. 12 | 2 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 шт. |
| Сервер БД | 1 шт. | |
| Программное обеспечение | ПО «Пирамида 2000» | 1 шт. |
| Методика поверки | МП СМО-2402-2021 | 1 экз. |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.870 ПФ | 1 экз. |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Корпорация «ГРИНН» Мегакомплекс «ГРИНН», расположенный по адресу: г. Курск, 305029, ул. К. Маркса, д. 68, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
