Untitled document

Приложение № 5

к сведениям о типах средств

измерений, прилагаемым

к приказу Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «9» декабря 2020 г. № 2045

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии(АИИСКУЭ)филиала«Шахта«Томская»

АО «ОУК «Южкузбассуголь», Аппарата Управления ООО «РУК» и АО «ОРМЗ»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Шахта «Томская» АО «ОУК «Южкузбассуголь»,

Аппарата Управления ООО «РУК» и АО «ОРМЗ» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для

измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки,

хранения,формированияотчетных документовипередачиполученнойинформации

заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и

счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные

цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер баз данных (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», источник точного

времени (ИТВ) в составе устройства сбора и передачи данных (УСПД) и устройства

синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (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.

2

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на

модем и далее по каналу связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS на

сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и

хранениепоступающейинформации,оформлениеотчетныхдокументов.Отсервера

полученные данные передаются на АРМ, где осуществляется формирование отчета с

результатами измерений в виде xml-файла установленного формата.

Передача информации от АРМ 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 установленных форматов в соответствии с

приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний

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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в

себя часы счетчиков, часы сервера, часы УСПД и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы

времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с

национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов УСПД с УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки,

корректировка часов УСПД производится при обнаружении расхождения часов УСПД с УСВ.

Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется не реже 1 раза в

сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с

часами УСПД на величину ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом

сеансе связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков

производится при расхождении часов счетчиков с часами сервера на величину ±2 с.

Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с

обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на

которую было скорректировано устройство.

MD5

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает

защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством

защиты

данных припередачеявляется кодирование данных,обеспечиваемое программными

средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в

таблице1. Уровень защитыпрограммногообеспеченияотнепреднамеренныхи

преднамеренных

изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 – Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Значение

pso_metr.dll

не ниже 1.1.1.1

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

3

Измерительные компоненты

Вид электри-

ческой энер-

гии

1

ЭКОМ-

3000

Рег. №

17049-09

УСВ-3

Рег. №

64242-16

Dell

PowerEdge

R710

2

3

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Метрологические

характеристики ИК

Номер Наименование

ИКточки измерений

ТТ

Сервер

ТНСчетчикИТВ

грешности

(±δ), %

Границы до- Границы до-

пускаемой ос- пускаемой от-

новной отно- носительной

сительной по- погрешности в

рабочих усло-

виях (±δ), %

1

2

45

6

7

8910

ТП-686 6 кВ, РУ-

0,4 кВ, Ввод 0,4

кВ

Т-1

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

- Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 50460-

18

Активная1,03,2

Реактивная2,15,5

ТП-686 6 кВ, РУ-

0,4 кВ, Ввод 0,4

кВ

Т-2

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

- Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 50460-

18

Активная1,03,2

Реактивная2,15,5

РЩ-0,4 кВ кор-

пус №4 АО ОУК

Южкузбассуголь

по ул. Невско-

го,4, Ввод-1 0,4

кВ

3

ТТИ-А

Кл.т. 0,5

600/5

Рег. № 28139-

12

Фазы: А; В; С

ТТИ-40

Кл.т. 0,5

600/5

Рег. № 28139-

12

Фазы: А; В; С

ТТН-Ш

Кл.т. 0,5

400/5

Рег. № 58465-

14

Фазы: А; В; С

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

- Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 50460-

18

Активная1,03,2

Реактивная2,15,5

4

-

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 50460-18

ЭКОМ-3000

Рег. №

17049-09

УСВ-3

Рег. №

64242-16

Dell

PowerEdge

R710

5

-

Меркурий 234

ARTM-01 POB.R

Кл.т. 1,0/2,0

Рег. № 48266-11

6

-

7

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5S

100/5

Рег. № 64182-16

Фазы: А; В; С

-

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 50460-18

8

ПС 110 кВ Том-

ская, РУ-6 кВ, яч.

15, ф. 6-15-Т

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

9

ПС 110 кВ Том-

ская, РУ-6 кВ, яч.

16, ф. 6-16-Т

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

Продолжение таблицы 2

1

4

5

6

7

8910

3

ТТН-Ш

Кл.т. 0,5

400/5

Рег. № 58465-14

Фазы: А; В; С

Активная1,03,2

Реактивная2,15,5

Активная1,03,2

Реактивная2,05,9

Меркурий 234

ARTM-01

POBR.R

Кл.т. 1,0/2,0

Рег. № 75755-19

Активная1,03,2

Реактивная2,05,9

2

РЩ-0,4 кВ корпус

№4 АО ОУК Юж-

кузбассуголь по ул.

Невского,4, Ввод-2

0,4 кВ

ТП-686 6 кВ, РУ-

0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ

ввод-1 РЩ-0,4 кВ

базовой станции

ПАО Вымпелком

ТП-686 6 кВ, РУ-

0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ

ввод-2 РЩ-0,4 кВ

базовой станции

ПАО Вымпелком

ТП-686 6 кВ, РУ-

0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ в

сторону РЩ-0,4 кВ

Администрации

Куйбышевского

района

Активная1,03,3

Реактивная2,15,5

Активная1,13,0

Реактивная2,34,7

ТПФМ-10

Кл.т. 0,5

400/5

Рег. № 814-53

Фазы: А; С

ТПФМ-10

Кл.т. 0,5

400/5

Рег. № 814-53

Фазы: А; С

НТМИ-6

Кл.т. 0,5

6000/100

Рег. № 831-53

Фазы: АВС

НТМИ-6

Кл.т. 0,5

6000/100

Рег. № 831-53

Фазы: АВС

Активная1,13,0

Реактивная2,34,7

5

10

2КТП 6 кВ, РУ-0,4

кВ, ввод 0,4 кВ

Т-1

СЭТ-

4ТМ.03М.09

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000

Рег. №

17049-09

УСВ-3

Рег. №

64242-16

Dell

PowerEdge

R710

11

2КТП 6 кВ, РУ-0,4

кВ, ввод 0,4 кВ

Т-2

СЭТ-

4ТМ.03М.09

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

12

±5 с

Продолжение таблицы 2

1

2

5

6

7

8910

Активная1,03,2

Реактивная2,15,5

Активная1,03,2

Реактивная2,15,5

ГРЩ-0,4 кВ Нового

цеха, ввод КЛ-0,4

кВ от ТП 6 кВ

РП-8

34

ТТИ-60

Кл.т. 0,5

1000/5-

Рег. № 28139-12

Фазы: А; В; С

ТТИ-60

Кл.т. 0,5

1000/5-

Рег. № 28139-12

Фазы: А; В; С

ТТИ-30

Кл.т. 0,5

200/5-

Рег. № 28139-12

Фазы: А; В; С

Меркурий 230

ART-

03PQRSIDN

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № trial-07

Активная1,03,2

Реактивная2,15,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы

времени UTC(SU)

Примечания:

1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при

доверительной вероятности, равной 0,95.

2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30

мин.

3Погрешность в рабочих условиях для ИК № 7 указана для тока 2 % от I

ном

, для остальных ИК – для тока 5 % от I

ном

;

cos



= 0,8инд.

4Допускается замена ТТ, ТН 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. Допускается замена УСВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без

изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном

собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

6

от 95 до 105

от 90 до 110

165000

2

220000

2

150000

2

320000

2

75000

24

45000

2

Значение

2

12

от 1 до 120

от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2

от +15 до +25

от 1 до 120

от 5 до 120

от 0,5 до 1,0

от 49,6 до 50,4

от -45 до +40

от +5 до +35

от +15 до +25

70000

1

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

1

Количество ИК

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

для ИК № 7

для остальных ИК

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

для ИК № 7

для остальных ИК

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

длясчетчиковтиповПСЧ-4ТМ.05МКиСЭТ-4ТМ.03М

(Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее