Приложение к свидетельству № 68816
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Гринхаус»
Назначение средства измерений
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 средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную 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 «Энерго-
сфера», 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 «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.
Лист № 2
Всего листов 9
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 координи-
рованного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального
позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов сервера с единым координированным
временемобеспечиваетсяустройствомсинхронизациивременитипаУСВ-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 «Энерго-
сфера» 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
Идентификационное наименование модуля ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
pso_metr.dll
1.1.1.1
6c38ccdd09ca8f92d6f96ac33d157a0e
MD5
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-
лучаемой 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.
Лист № 3
Всего листов 9
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.
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Состав измерительного канала
Номер ИК
УСПД
УСВ
Вид
электро-
энергии
активная
реактивная
Радиосервер точного
времени РСТВ-01 ,
рег. № 40586-12
активная
реактивная
активная
реактивная
УСВ-3, рег. № 64242-16
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование
объекта
ТТТНСчётчик
ность,
ность в
Метрологические
характеристики ИК
Основная
П
огр
е
ш-
погреш-
р
а
бочих
(±)
%
условиях,
(±) %
78
910
ПС 500 кВ
Старый Оскол;
110 кВ Старый
TG (мод.
TG145N1)
КТ 0,2S
КТ 0,5
А1802RAL-
КТ 0,2S/0,5
0,9 1,1
1,3 1,9
ТФНД-110М-II
1500/1
КТ 0,5
Рег. № 2793-71
НКФ110-57
110000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 1188-58
RTU-325, рег. № 37288-08
ИВКЭ АИИС КУЭ
ПС 500 кВ Старый Оскол
(рег. № 49424-12)
1,2 2,9
1,9 4,5
ПС 110/10 кВ
КТ 0,5
КТ 0,5
(мод. СЭТ-
КТ 0,5S/1,0
1,3 3,3
2,1 3,5
ПС 110/10 кВ
КТ 0,5
КТ 0,5
(мод. СЭТ-
КТ 0,5S/1,0
123456
Альфа А1800
НКФ110-57(мод.
1ОРУ-110 кВ; КВЛ1000/1
110000:√3/100:√3
P4G
B
-
D
W-4)
Оскол - Гринхаус Рег. № 30489-09
Рег. № 1188
-
58
Рег. №
31857-11
ПС 500 кВ ЕвроАЛЬФА
Старый Оскол; (мод. EA02RAL-
2ОРУ-110 кВ; 1 секP4B-4W)
ОСШ 110 кВ; КТ 0,2S/0,5
ОВМ-1 110 кВРег. № 16666-97
ТОЛ-СВЭЛ-10М ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
СЭТ-4ТМ.02М
3 Гринхаус,
2500/510000:√3/100:√3
4ТМ.02М.03)
Ввод 10 кВ Т1
Рег. №
54721
-
13Рег. № 67628
-
17
Рег. № 36697-12
ТОЛ-СВЭЛ-10МЗНОЛ(П)-СВЭЛ
СЭТ-4ТМ.02М
4Гринхаус, Ввод 10
2500/510000:√3/100:√3
4ТМ.02М.03)
кВ Т2
Рег. № 54721
-
13Рег. № 67628
-
17
Рег. № 36697-12
-
1,3 3,3
2,1 3,5
Лист № 5
Всего листов 9
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, cosφ=0,8, токе ТТ, равном 100 % от Iном, в рабочих условиях эксплуатации cosφ=0,5,
токе ТТ, равном 5 % от Iном 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.
Лист № 6 Trial
листов 9
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5
инд
. до 1
емк
от -40 до +70
165000
trial
120000
45000
40
5
12000
Значение
4
от 98 до102
от 100 до 120
0,9
от +21 до +25
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
от -40 до +65
от +10 до + 30
от 80 до 106,7 кПа
98 %
от 49,6 до 50,4
100000
1
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- частота, Гц
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
(sin
j
)
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С:
СЭТ-4ТМ.02 М.
ЕвроАльфа
Альфа А1800
- температура окружающей среды для сервера, °С:
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, не более ,%
- частота, Гц
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
СЭТ-4ТМ.02 М
ЕвроАльфа
Альфа А1800
УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Счетчики:
СЭТ-4ТМ.02 М
-при прерывании питания, лет, более
ЕвроАльфа,
-при отключенном питании и температуре +25°С, лет
Альфа А1800;
- графиков нагрузки для одного канала с интервалом
30 минут, дни, не менее
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;
Лист № 7
Всего листов 9
-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:
-измеренийприращенийэлектроэнергиинаинтервалах30мин(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-измерительнуюкоммерческогоучётаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «Гринхаус» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
1 шт.
1 шт.
2 шт.
Количество
3
3 шт.
3 шт.
6 шт.
6 шт.
6 шт.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Основной сервер БД
Обозначение
2
TG (мод. TG145N1)
ТФНД-110М-II
ТОЛ-СВЭЛ-10М
НКФ110-57
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
Альфа А1800 (мод.
А1802RAL-P4GB-DW-4)
ЕвроАЛЬФА (мод. EA02RAL-
P4B-4W)
СЭТ-4ТМ.02М (мод. СЭТ-
4ТМ.02М.03)
Dell PowerEdge T20
1 шт.
Лист № 8
Всего листов 9
23
УСВ-3
1 шт.
Продолжение таблицы 4
1
Устройство синхронизации системного
времени
Автоматизированное рабочее место
Методика поверки
Формуляр
АРМ1 шт.
МП 4222-33-7714348389-20171 экз.
ФО 4222-33-7714348389-20171 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-33-7714348389-2017 Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучётаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
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 синхрони-
зации 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 информаци-
онном фонде 22129-04;
барометр-анероидметеорологическийБАММ-1,регистрационныйномер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
миллитесламетрпортативныйуниверсальныйТПУ,регистрационныйномер
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.
Лист № 9 Trial
листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы
автоматизированной информационно-измереительной коммерческого trial 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 «Гринхаус»
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
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»
(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)
ИНН 7714348389
Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д.2, к. 12
Телефон +7 (495) 230-02-86
E-mail:
Испытательный центр
ФБУ «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области»
(ФБУ Самарский ЦСМ)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134
Телефон: +7 (846) 336-08-27
Факс: +7 (846) 336-15-54
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.