| Номер в госреестре | 67637-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Транссервисэнерго" (АО "Деловой центр "Зубаревский", ООО "Бизнес Центр "Пятницкий", АО "ОФАР") |
| Изготовитель | АО "Транссервисэнерго", г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (АО «Деловой центр «Зубаревский», ООО «Бизнес Центр «Пятницкий», АО «ОФАР») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АО «Транссервисэнерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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, 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер АО «Транссервисэнерго», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера АО «Транссервисэнерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера АО «Транссервисэнерго» с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью модуля ПО «Альфа!ЦЕНТР» (АС_Т) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 минут, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с сервером АО «Транссервисэнерго» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| АО «Деловой центр «Зубаревский» | ||||||||
| 1 | Электрощитовая 0,4 кВ здания, ввод 0,4 кВ трансформатора Т1 ТП 22342 (10/0,4кВ) | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 36382-07 | — | Меркурий 230 ART-03 PQCSIDN 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 |
| 2 | Электрощитовая 0,4 кВ здания, ввод 0,4 кВ трансформатора Т2 ТП 22342 (10/0,4кВ) | ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 15173-06 | — | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 3 | Электрощитовая 0,4 кВ ВВ 108294, | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 | Меркурий 230 ART-03 PQCSIDN | Активная | 1,0 | 3,2 | ||
| ввод 0,4 кВ | 200/5 | 0,5S/1,0 | Реактивная | 2,1 | 5,6 | |||
| на 1 с.ш. 0,4 кВ | Рег. № 36382-07 | Рег. № 23345-07 | ||||||
| 4 | Электрощитовая 0,4 кВ ВВ 108294, | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 | Меркурий 230 ART-03 PQCSIDN | Активная | 1,0 | 3,2 | ||
| ввод 0,4 кВ | 200/5 | 0,5S/1,0 | HP Proli | Реактивная | 2,1 | 5,6 | ||
| на 2 с.ш. 0,4 кВ | Рег. № 36382-07 | Рег. № 23345-07 | ant DL160 | |||||
| РУ-0,4 кВ | ТОП-0,66 У3 | Меркурий 230 ART-03 | Gen8 E5- | Активная | 1,0 | 3,2 | ||
| 5 | ВВ 108295, | Кл.т. 0,5 | PQRSIDN | 2603 | ||||
| ввод 0,4 кВ | 200/5 | 0,5S/1,0 | Реактивная | 2,1 | 5,6 | |||
| на 1 с.ш. 0,4 кВ | Рег. № 15174-06 | Рег. № 23345-07 | ||||||
| 6 | РУ-0,4 кВ ВВ 108295, | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | Активная | 1,0 | 3,2 | ||
| ввод 0,4 кВ | 200/5 | 0,5S/1,0 | Реактивная | 2,1 | 5,6 | |||
| на 2 с.ш. 0,4 кВ | Рег. № 52667-13 | Рег. № 23345-07 | ||||||
| ООО «Бизнес Центр «Пятницкий» | ||||||||
| 7 | ЩИТ-0,4 кВ ООО «Бизнес Центр «Пятницкий», ввод 1 | ТТЭ-Р 58 Кл.т. 0,5 1000/5 | — | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 0,5S/1,0 | HP Proli | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 |
| Рег. № 58384-14 | Рег. № 23345-07 | ant DL160 | ||||||
| 8 | ЩИТ-0,4 кВ ООО «Бизнес Центр «Пятницкий», ввод 2 | ТТЭ-Р 58 Кл.т. 0,5 1000/5 | — | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 0,5S/1,0 | Gen8 E5-2603 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 |
| Рег. № 58384-14 | Рег. № 23345-07 | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| АО «ОФАР» | ||||||||
| 9 | Щит-0,4 кВ АО «ОФАР», ввод 0,4 кВ 1СШ3 | CTR3.300 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 19690-03 | — | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 |
| 10 | Щит-0,4 кВ АО «ОФАР», ввод 0,4 кВ 1 СШ2 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 36382-07 | — | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 | |
| 11 | Щит-0,4 кВ АО «ОФАР», ввод 0,4 кВ 1СШ1 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 36382-07 | — | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 | |
| 12 | Щит-0,4 кВ АО «ОФАР», ввод 0,4 кВ 01СШ1 | CTR3.200 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 19690-03 | — | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 | |
| Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном cosj = 0,8инд. 4 Допускается замена ТТ 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | ||||||||
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 12 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности: | |
| - еоБф | 0,5 до 1,0 |
| - sin9 | от 0,5 до 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды для ТТ, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 150000 |
| - 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: | |
| счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 85 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| 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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (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 АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 18 шт. |
| Трансформаторы тока шинные | ТШП-0,66 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока измерительные разъемные | ТТЭ-Р | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | CTR | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 12 шт. |
| Сервер АО «Транссервисэнерго» | HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 | 1 шт. |
| Методика поверки | МП ЭПР-003-2017 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ТЛДК.411711.044.ЭД.ФО | 1 экз. |
осуществляется по документу МП ЭПР-003-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (АО «Деловой центр «Зубаревский», ООО «Бизнес Центр «Пятницкий», АО «ОФАР»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
05.04.2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчик Меркурий 230 - в соответствии с документом АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-01).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (АО «Деловой центр «Зубаревский», ООО «Бизнес Центр «Пятницкий», АО «ОФАР»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
