Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Гринхаус"
Номер в ГРСИ РФ: | 70160-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
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.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 70160-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Гринхаус" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
70160-18: Описание типа СИ | Скачать | 110.1 КБ | |
70160-18: Методика поверки МП 4222-33-7714348389-2017 | Скачать | 745.5 КБ |
Описание типа
Назначение
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.
Описание
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, кВтч. 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 «Гринхаус».
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.
Программное обеспечение
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.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
УСВ |
Основная погрешность, (±) % |
Погрешность в рабочих условиях, (±) % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
ПС 500 кВ Старый Оскол; ОРУ-110 кВ; КВЛ 110 кВ Старый Оскол - Гринхаус |
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 |
2 |
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:^3/100:^3 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 | ||
3 |
ПС 110/10 кВ Гринхаус, Ввод 10 кВ Т1 |
ТОЛ-СВЭЛ-10М 2500/5 КТ 0,5 Рег. № 54721-13 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ 10000:^3/100:^3 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 |
4 |
ПС 110/10 кВ Гринхаус, Ввод 10 кВ Т2 |
ТОЛ-СВЭЛ-10М 2500/5 КТ 0,5 Рег. № 54721-13 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ 10000:^3/100:^3 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, cosф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном, в рабочих условиях эксплуатации cosф=0,5, токе ТТ, равном 5 % от 1ном 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
4 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
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 ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- коэффициент мощности cos9(sin9) |
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.
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 |
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. A18O2RAL-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. |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
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. |
Поверка
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-4ТМ.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.
Сведения о методах измерений
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
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