| Номер в госреестре | 70160-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Гринхаус" |
| Изготовитель | ООО "Энергометрология", г.Москва |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Гринхаус» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ТУ 4228-011-29056091-11, ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 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-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), устройство синхронизации системного времени УСВ-3, (далее-УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение ПО «Энергосфера», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, ИВКЭ АИИС КУЭ ПС 500 кВ Старый Оскол (рег. № 49424-12), ИВК АИИС КУЭ Единой национальной электрической сети (рег. № 59086-14). Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
В точках измерений № 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по физическим линиям (интерфейс RS-485), поступает на входы ИВКЭ АИИС КУЭ ПС 500 кВ Старый Оскол. Далее через ИВК АИИС КУЭ Единой национальной электрической сети данные передаются в виде xml-файлов формата 80020 на ИВК ООО «Г ринхаус».
В точках измерений № 3, 4 цифровой сигнал с выходов счетчиков по физическим линиям (интерфейс RS-485) поступает на ИВК ООО «Гринхаус».
На втором уровне выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах и ИВК энергосбытовой компании.
Отчеты в виде xml-файлов формата 80020 формируются на ИВК энергосбытовой компании, подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов сервера с единым координированным временем обеспечивается устройством синхронизации времени типа УСВ-3. УСВ-3 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Погрешность хода часов УСВ-3 не более ±10-5 с. Сличение времени часов УСВ-3 и времени часов сервера АИИС КУЭ происходит при каждом сеансе связи и при расхождении времени часов УСВ-3 с временем часов сервера на ±1 с выполняется их корректировка.
В ИИК № 1-2, коррекция времени счетчиков осуществляется от ИВКЭ АИИС КУЭ ПС 500 кВ Старый Оскол. Синхронизация происходит при каждом опросе (каждые 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и ИВКЭ АИИС КУЭ более чем на ± 2 с.
В ИИК № 3-4, коррекция времени счетчиков осуществляется от ИВК ООО «Гринхаус». Синхронизация происходит при каждом опросе (каждые 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и ИВК АИИС КУЭ более чем на ± 2 с.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
В АИИС КУЭ ООО «Гринхаус» используется ПО «Энергосфера» ( Версия не ниже 7.1), в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1. ПО «Энергосфера» 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 «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6c38ccdd09ca8f92d6f96ac33d157a0e |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Метрологические характеристики измерительных каналов (далее-ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Состав измерительного канала | Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | Д С О У | В О У | Вид электро энергии | Основная погрешность, (±) % | Погрешность в рабочих условиях, (±) % |
| 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| ПС 500 кВ Старый Оскол; ОРУ-110 кВ; КВЛ 110 кВ Старый Оскол - Г ринхаус | TG (мод. TG145N1) 1000/1 КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-58 | Альфа А1800 (мод. A1802RAL-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325, рег. № 37288-08 ИВКЭ АИИС КУЭ ПС 500 кВ Старый Оскол (рег. № 49424-12) | Радиосервер точного времени РСТВ-01 , рег. № 40586-12 | активная реактивная | 0,9 1,3 | 1,1 1,9 |
| ПС 500 кВ Старый Оскол; ОРУ-110 кВ; 1 сек ОСШ 110 кВ; ОВМ-1 110 кВ | ТФНД-110М-П 1500/1 КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ110-57 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-58 | ЕвроАЛЬФА (мод. EA02RAL-P4B-4W) КТ 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97 | активная реактивная | 1,2 1,9 | 2,9 4,5 | ||
| ПС 110/10 кВ Г ринхаус, Ввод 10 кВ Т1 | ТОЛ-СВЭЛ-10М 2500/5 КТ 0,5 Рег. № 54721-13 | ЗНОЛ(П)-СВЭЛ 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 67628-17 | СЭТ-4ТМ.02М (мод. СЭТ-4ТМ.02М.03) КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | УСВ-3, рег. № 64242-16 | активная реактивная | 1,3 2,1 | 3,3 3,5 | |
| ПС 110/10 кВ Гринхаус, Ввод 10 кВ Т2 | ТОЛ-СВЭЛ-10М 2500/5 КТ 0,5 Рег. № 54721-13 | ЗНОЛ(П)-СВЭЛ 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 67628-17 | СЭТ-4ТМ.02М (мод. СЭТ-4ТМ.02М.03) КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | 1,3 2,1 | 3,3 3,5 | ||
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. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в нормальных условиях эксплуатации, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,8, токе ТТ, равном 100 % от !ном, в рабочих условиях эксплуатации cos9=0,5, токе ТТ, равном 5 % от !ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от плюс 8 до плюс 30 °С .
4. Допускается замена измерительных ТТ и ТН, счетчиков электрической энергии, УСВ на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Грин-хаус» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj(sinj) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С: | |
| СЭТ-4ТМ.02 М. | от -40 до +70 |
| ЕвроАльфа | от -40 до +65 |
| Альфа А1800 | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С: | от +10 до + 30 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80 до 106,7 кПа |
| - относительная влажность, не более ,% | 98 % |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| СЭТ-4ТМ.02 М | 165000 |
| ЕвроАльфа | 50000 |
| Альфа А1800 | 120000 |
| УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.02 М | |
| -при прерывании питания, лет, более | 40 |
| ЕвроАльфа, | |
| -при отключенном питании и температуре +25°С, лет | 5 |
| Альфа А1800; - графиков нагрузки для одного канала с интервалом | |
| 30 минут, дни, не менее | 12000 |
| Сервер БД: - 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;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована). Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Гринхаус» типографским способом.
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 | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | TG (мод. TG145N1) | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТФНД-110М-П | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СВЭЛ-10М | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ110-57 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ(П)-СВЭЛ | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 (мод. А1802RAL-P4GB -DW-4) | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ЕвроАЛЬФА (мод. EA02RAL-P4B-4W) | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М (мод. СЭТ-4ТМ.02М.03) | 2 шт. |
| Основной сервер БД | Dell PowerEdge T20 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 шт. |
| Автоматизированное рабочее место | АРМ | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 4222-33-7714348389-2017 | 1 экз. |
| Формуляр | ФО 4222-33-7714348389-2017 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 4222-33-7714348389-2017 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Гринхаус». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 24.11.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1800 Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счётчики «ЕвроАльфа» в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1. «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСВ-3 - в соответствии с документом РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04;
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измереительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Гринхаус», аттестованной в соответствии с требованиями Приказа Минпромторга РФ от 15.12.2015 г № 4091 ФБУ «Самарский ЦСМ» 10.11.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г ринхаус»
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 |
