УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «01» марта 2021 г. №197
Лист № 1
Регистрационный № 80936-21Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии ООО «ЭК «СТИ» (МУП г. Бийска «Бийскгортранс»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «ЭК «СТИ» (МУП г. Бийска «Бийскгортранс») (далее – АИИС КУЭ)
предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии,
потребленной и переданной за установленные интервалы времени, соотнесения результатов
измерений к шкале всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU),
сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
-
выполнение измерений 30-минутных приращений активной иреактивной
электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
-
привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
-
ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств
измерений;
-
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов
измерений и журналов событий;
-
хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5
лет;
-
обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
-
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
-
подготовка данных в виде электронного документа ХML для их передачи по
электронной почте внешним организациям;
-
предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам
событий по запросу со стороны внешних систем;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
-
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
-
ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики),
вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Лист № 2
Всего листов 9
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) и
программное обеспечение (ПО) «E-ресурс» ES.02».
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные
каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой код. 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 мин. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой
к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти
события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков,
включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной
крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале
времени UTC(SU).
ИВК выполнен на базе комплекса программно-технического «E-ресурс» ES.02 и
включает в себя:
-
сервер баз данных;
-
автоматизированные рабочие места (АРМ).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
-
периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов
измерений электрической энергии;
-
автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и
состоянии объектов измерений;
-
хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
-
автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов
связи, восстановления питания;
-
перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты
трансформации ТТ и ТН;
-
формирование отчетных документов;
-
сбор и хранение журналов событий счетчиков;
-
конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
-
сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
-
ведение журнала событий ИВК;
-
синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на
уровень ИИК ТИ;
-
аппаратнуюипрограммнуюзащитуотнесанкционированногоизменения
параметров и любого изменения данных;
-
самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами
измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка
электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а
также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал ОАО «СО
ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между
информационнымисистемамисубъектовоптовогорынкаиинфраструктурными
организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов
XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Лист № 3
Всего листов 9
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
-
посредством интерфейса RS-485 и модемов GSM/GPRS для передачи данных от
счетчиков до уровня ИВК;
-
посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи
данных с сервера баз данных на АРМ;
-
посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от
уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
-
посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня
ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого
времени (СОЕВ), действующая следующим образом. ИВК получает шкалу времени UTC(SU) в
постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-3 (рег. №64242-16). При
каждом опросе счетчиков ИВК определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если
поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду
синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1
раза в сутки. Журналы событий счетчиков и ИВК отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени,
на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса
программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически
значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 1. Уровень защиты
программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
обеспечения
Таблица 1 – Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение Идентификационноенаименование
программного
ПО «E-ресурс» ES.02
Не ниже 1.0
обеспечения
Номер версии (идентификационный номер) програм-
много обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспеченияВычисляется контролирующей
(рассчитываемый по алгоритму MD5) утилитой, указывается в формуляре
АИИС КУЭ
Идентификационноенаименованиепрограммного
контролирующая утилита echeck
Не присвоен
(рассчитываемый по алгоритму MD5)
Номер версии (идентификационный номер) програм-
много обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения
52e65bf4a60108fdd59bac8941e1c0fd
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
ТПФМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 400/5
Рег. № 814-53
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
ТНСчетчик
ИВК/СОЕВ
Таблица 2 – Состав ИК
№Наименование ИКТТ
ИК
123
45
6
ПС 110 кВ "ГПП-4" №3,
1ЗРУ-6 кВ, 1 сш 6 кВ,
яч.5, КЛ-6 кВ
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 64450-
16
ПТК «E-ресурс»
ES.02
Рег. № 53447-13
УСВ-3
рег. №64242-16
Лист № 4
Всего листов 9
2
ПС 110 кВ "ГПП-4"
№3, ЗРУ-6 кВ, 2 сш
6 кВ, яч.22, КЛ-6 кВ
ПТК «E-
ресурс»
ES.02
Рег. №
53447-13
УСВ-3
рег.
№64242-16
3
ПС 110 кВ "Новая"
№5, РУ-6 кВ, 4 сш 6
кВ, яч.46, КЛ-6 кВ
4
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 300/5
Рег. № 2473-69
НТМИ-10
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 831-69
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 64450-16
5
ГПП-5 35 кВ, РУ-6
кВ, 1 сш 6 кВ, яч.6,
КЛ-6 кВ
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 16687-07
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
6
ГПП-5 35 кВ, РУ-6
кВ, 2 сш 6 кВ, яч.24,
КЛ-6 кВ
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 16687-07
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
7
ПС 110 кВ ПС
"Сосна" №6, ЗРУ-6
кВ, 3сш 6 кВ, яч.39,
КЛ-6 кВ
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 64450-16
8
ТП-Тяговая № 1
10кВ, РУ-6 кВ, 1 сш
6 кВ, яч.1
9
ТП-Тяговая № 1 10
кВ, РУ-6 кВ, 2 сш 6
кВ, яч.4
10
ТП-Тяговая №3 20
кВ, ввод 6 кВ Т-1
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-08
11
ТП-Тяговая № 6 6
кВ, РУ-6 кВ, 1 сш 6
кВ, яч.1
Продолжение таблицы 2
1
2
6
3
ТПЛМ-10-М
Кл.т. 0,5
Ктт = 300/5
Рег. № 22192-07
ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 7069-79
4
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн = 6000/100
Рег. № 11094-87
5
ПСЧ-
4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 64450-16
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 64450-16
ПС 110 кВ "Северо-
Западная" №4,
КРУН-10 кВ, 1 сш
10 кВ, яч.17, КЛ-10
кВ
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-17
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-17
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 15128-
07
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 15128-
07
ТЛК-СТ
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 58720-
14
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 1276-59
ТПФМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 814-53
ТПЛ-10-М
Кл.т. 0,5S
Ктт = 200/5
Рег. № 22192-
07
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 1276-59
НОМ-10-66У2
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 4947-75
НОМ-10-66У2
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 4947-75
TJC4
Кл.т. 0,5
Ктн =
6000/v3/100/v3
Рег. № 45422-10
НТМИ-6-66 УЗ
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 36697-17
Лист № 5
Всего листов 9
Не
используется
Не
используется
ПСЧ-
4ТМ.05МК.20
Кл.т. 1/2
Рег. № 64450-16
Окончание таблицы 2
12
3
4
5
ТП-Тяговая № 6
126 кВ, РУ-6 кВ,
ТСН-2
6
ПТК «E-ресурс»
ES.02
Рег. № 53447-13
УСВ-3
рег. №64242-16
Примечания:
1Допускается 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
таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных
типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая
часть
cos
j
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
ИКI
2
≤ I
изм
<I
5
I
5
≤ I
изм
<I
20
I
20
≤ I
изм
<I
100
I
100
≤ I
изм
≤I
120
№№ δ
Wо
A
%δ
Wо
P
% δ
Wо
A
%δ
Wо
P
% δ
Wо
A
%δ
Wо
P
% δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
30,50--±5,4±2,9±2,8±1,7±2,0±1,4
0,80--
0,87--
1,00--
5, 60,50--
0,80--
0,87--
1,00--
1, 2, 4, 0,50 - -
7, 8, 9,
0,80 - -
11
0,87 - -
1,00 - -
100,50±4,9±2,7
0,80±2,7±4,1
0,87±2,4±5,0
1,00±1,9-
120,50--
0,80--
0,87--
1,00--
±3,0±4,5±1,6±2,4
±2,6±5,5±1,4±2,9
±1,8-±1,1-
±5,4±2,7±2,9±1,5
±2,9±4,4±1,6±2,4
±2,5±5,5±1,4±3,0
±1,8-±1,1-
±5,5±3,0±3,0±1,8
±3,0±4,6±1,7±2,6
±2,7±5,6±1,5±3,1
±1,8-±1,2-
±3,1±2,1±2,3±1,5
±1,9±2,9±1,4±2,1
±1,8±3,3±1,2±2,4
±1,2-±1,0-
±1,5±2,5±1±2
±1,5±2,5±1±2
±1,5±2,5±1±2
±1,5-±1-
±1,2±1,9
±1,1±2,2
±0,9-
±2,2±1,2
±1,2±1,9
±1,1±2,2
±0,9-
±2,3±1,5
±1,4±2,1
±1,2±2,4
±1,0-
±2,3±1,5
±1,4±2,1
±1,2±2,4
±1,0-
±1±2
±1±2
±1±2
±1-
Лист № 6
Всего листов 9
cos
j
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК
№№
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
% δ
W
P
%
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
% δ
W
P
%
30,50
0,80
0,87
1,00
5, 60,50
0,80
0,87
1,00
1, 2, 4, 0,50
7, 8, 9,
0,80
11
0,87
1,00
100,50
0,80
0,87
1,00
120,50
0,80
0,87
1,00
--±5,6
--±3,3
--±3,0
--±2,0
--±5,4
--±2,9
--±2,6
--±1,8
--±5,7
--±3,3
--±3,0
--±2,0
±5,1±3,7±3,4
±3,0±4,9±2,3
±2,8±5,6±2,2
±2,3-±1,4
--±2,8
--±2,8
--±2,8
--±2,3
±3,9±3,1
±5,2±2,1
±6,1±2,0
-±1,3
±3,0±3,0
±4,6±1,7
±5,6±1,5
-±1,1
±4,0±3,3
±5,3±2,2
±6,2±2,0
-±1,4
±3,4±2,6
±3,9±1,9
±4,3±1,8
-±1,3
±5,7±2,5
±5,7±2,5
±5,7±2,5
-±1,9
±3,1±2,4±3,0
±3,6±1,8±3,2
±3,9±1,7±3,4
-±1,2-
±2,0±2,3±1,8
±2,8±1,4±2,3
±3,3±1,2±2,6
-±0,9-
±3,2±2,6±3,1
±3,7±1,9±3,4
±4,1±1,8±3,6
-±1,3-
±3,1±2,6±3,1
±3,4±1,9±3,4
±3,6±1,8±3,6
-±1,3-
±5,4±2,5±5,4
±5,4±2,5±5,4
±5,4±2,5±5,4
-±1,9-
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно
шкалы времени UTC(SU)
±
5 c
Примечание:
I
2
– сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I
5
– сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I
20
–
сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I
100
– сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I
120
– сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
I
изм
–силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно
номинального тока ТТ;
δ
Wо
A
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
δ
Wо
Р
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
δ
W
A
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
δ
W
P
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
Лист № 7
Всего листов 9
от (2) 5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
от (2) 5 до 120
от 90 до 110
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от -40 до +40
от 0 до +40
от +15 до +25
100
3,5
Значение
12
30
30
Автоматическое
Автоматическое
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
-
ток, % от I
ном
-
напряжение, % от U
ном
-
коэффициент мощности cos
j
температура окружающего воздуха для счетчиков,
°
С:
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
-
ток, % от I
ном
-
напряжение, % от U
ном
-
коэффициент мощности cos
j
температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
-
для сервера
Период измерений активной и реактивной средней мощности и
приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Формирование базы данных с указанием времени измерений и
времени поступления результатов
Глубина хранения информации
Счетчики:
-
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
Сервер ИВК:
-
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныйлистформуляраАИИС.98/030220-ТРП.ФО«Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
ООО «ЭК «СТИ» (МУП г. Бийска «Бийскгортранс»). Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Обозначение
2
Количество, шт.
3
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
ТЛК-СТ2
ТОЛ-102
ТПЛМ-10-М2
ТПФМ-104
ТЛМ-102
ТПЛ-104
ТПЛ-10-М2
ТОЛ-10-I4
Лист № 8
Всего листов 9
Окончание таблицы 6
123
Трансформаторы напряжения TJC4 3
НОМ-10-66У24
НАМИ-101
НАМИТ-102
НТМИ-6-66 УЗ1
НТМИ-6-663
НТМИ-101
СЭТ-4ТМ.03М.014
ПСЧ-4ТМ.05МК.004
ПСЧ-4ТМ.05МК.201
СЭТ-4ТМ.032
ПСЧ-4ТМ.05МК.041
УСВ-31
«E-ресурс» ES.021
АИИС.98/030220-ТРП.ФО1
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Счетчики
Счетчики
Счетчики
Счетчики
Устройство синхронизации времени
ИВК
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии
ООО «ЭК «СТИ» (МУП г. Бийска
«Бийскгортранс»). Формуляр
ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии
ООО «ЭК «СТИ» (МУП г. Бийска
«Бийскгортранс»). Методика поверки
МП-304-RA.RU.310556-20201
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «СТИ» (МУП г. Бийска «Бийскгортранс»)».
Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ».
Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации
методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «СТИ»
(МУП г. Бийска «Бийскгортранс»)
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Лист № 9
Всего листов 9
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
