Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «2» декабря 2021 г. № 2700

Лист № 1

Регистрационный № 82670-21Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала АО «Барнаульская генерация» -

«Барнаульская теплосетевая компания»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала АО «Барнаульская генерация» - «Барнаульская

теплосетевая компания» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной

иреактивнойэлектрическойэнергииимощности,потребленной(переданной)за

установленные интервалывремениотдельнымитехнологическими объектами,сбора,

обработки,хранения,формирования отчетных документовипередачиполученной

информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную

систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее по тексту – ИИК),

включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ),

трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН) и счетчики активной и реактивной

электрической энергии (далее – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические

средстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристики

измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по

тексту – ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту –

УСПД) «ЭКОМ-3000» c ГЛОНАСС-приемником и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК),

включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (далее

по тексту – УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа ЭНКС-2, каналообразующую аппаратуру,

технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав

доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту – АРМ) и

программное обеспечение (далее по тексту – ПО) программный комплекс (далее по тексту – ПК)

«Энергосфера».

Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными

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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения

Лист № 2

Всего листов 9

напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и

напряжения производится вычисление полной мощности за период.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется

накопление и передача измерительной информации на верхний уровень системы.

Наверхнем–третьемуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка

измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее

накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на

мониторах АРМ и передача данных в организации – участники оптового рынка электрической

энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через

каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением

11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра

субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной

подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по

группам точек поставки производится с 3-го уровня настоящей системы.

АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию, получаемую

посредством интеграции и/или в формате XML-макетов в автоматизированном режиме

посредством электронной почты сети Internet, от АИИС КУЭ утвержденного типа.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту – СОЕВ).

СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех

уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим

собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской

Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых

от ГЛОНАСС-приемника.

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времениУССВ

осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с

(программируемый параметр) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной

шкалы времени со шкалой времени УССВ.

УСПД, периодически синхронизирует собственную шкалу времени со шкалой

всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам

глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во

время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в сутки. При обнаружении

расхожденияшкалывременисчетчикаотшкалывремениУСПДравного±1с

(программируемый параметр) и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика.

Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты,

секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были

скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и

сервера АИИС КУЭ.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от

непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации

ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью

Лист № 3

Всего листов 9

пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню –

«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в

таблице 1.

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки) Значение

Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»

Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 8.0

Цифровой идентификатор ПОCBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритмвычисления цифрового

идентификатора ПО

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,

указанные в таблице 2.

Лист 4

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Номер ИК

Измерительные компоненты

ПС 110 кВ Западная,

ЗРУ - 10кВ, I

сек.шин 10 кВ, яч.01

ТВК-10

Кл.т. 0,5

Ктт 50/5

Рег. № 8913-82

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/100

Рег. № 16687-02

ПСЧ-

4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 46634-11

ПС 110 кВ Западная,

ЗРУ - 10кВ, II

сек.шин 10 кВ, яч.18

Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Наименование

ИК

ТТТНСчётчик

Основ-

ная

усло-

12345

УСПДВид

/ электро-

УССВ энергии

Сервер

Метрологические

характеристики ИК

Погреш-

ность в

погреш-

рабочих

ность, %

ия

, %

8 9

ЭНКС-2

Сервер

ПС 110 кВ

Центральная 110 кВ,

ЗРУ - 10кВ, III

сек.шин 10 кВ, яч.11

ПС 110 кВ

Центральная 110 кВ,

ЗРУ - 10кВ, II

сек.шин 10 кВ, яч.30

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 400/5

Рег. № 1856-63

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 200/5

Рег. № 1856-63

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 200/5

Рег. № 1856-63

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/100

Рег. № 16687-02

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/100

Рег. № 16687-13

НТМИ-10-66У3

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/100

Рег. № 831-69

ПСЧ-

4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 46634-11

ПСЧ-

4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 46634-11

ПСЧ-

4ТМ.05МК.12

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 46634-11

активная±1,2±4,1

ЭКОМ-3000

реактивная±2,8±7,1

Рег. №

17049-14

активная ±1,2 ±4,1

Рег. №

реактивная ±2,8 ±7,1

37328-15

активная ±1,2 ±4,1

АИИС КУЭ:

реактивная ±2,8 ±7,1

VMware Virtual

Platform

активная ±1,2 ±4,1

реактивная ±2,8 ±7,1

Лист № 5

Всего листов 9

Продолжение таблицы 2

123456789

ЭКОМ-3000

ПС 35 кВ ОООТПЛ-10НОМ-6ПСЧ-

Рег. №

ЮСЭК, ГРУ-6кВКл.т. 0,5Кл. т. 0,54ТМ.05МК.0017049

14активная±1,2±4,1

сек.шин 6 кВ,Ктт 75/5Ктн 6000/√3:100/√3Кл. т. 0,5S/1,0

реактивная±2,8±7,1

камера 2Рег. № 1276-59Рег. № 159-49Рег. № 46634-11

КС-

2 Рег.

№

37328-15

ПС 35 кВ ОООТПЛ-10НОМ-6ПСЧ-/

ЮСЭК, ГРУ-6кВКл.т. 0,5Кл. т. 0,54ТМ.05МК.00

Се

ерактивная±1,2±4,1

сек.шин 6 кВ,Ктт 75/5Ктн 6000/√3:100/√3Кл. т. 0,5S/1,0

КУЭ

:реактивная±2,8±7,1

камера 19Рег. № 1276-59Рег. № 159-49Рег. № 46634-11V

Virt

Platform

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±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 Погрешность в рабочих условиях указана cos



= 0,8 инд I=0,05·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения

счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 6 от минус 40 до плюс 60 °C.

4 Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн – коэффициент трансформации

трансформаторов напряжения, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических

характеристик.

6 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденного типа.

7 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

8 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

9 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится

совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Лист 6

Всего листов 8

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

от 90 до 110

от 5 до 120

от 0,5

инд

до 0,8

емк

от 47,5 до 52,5

от -40 до +35

от -40 до +60

от +10 до +30

от 0 до +40

165000

100000

70000

Значение

от 99 до 101

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9

от +21 до +25

от -40 до +55

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos



- температура окружающей среды,

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН,

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков,

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера,

- температура окружающей среды в месте расположения

УСПД

- температура окружающей среды в месте расположения

УССВ

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ счетчиков ПСЧ-

4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.12, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

35000

Лист № 7

Всего листов 9

Продолжение Таблицы 3

Глубина хранения информации:

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух114

направлениях, сут., не менее

- при отключении питания, лет, не менее40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях45

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет, не10

менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации

состояний средств измерений, лет, не менее3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного

питания.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера (серверного шкафа);

-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

- счетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени:

- в счетчиках (функция автоматизирована);

- в УСПД (функция автоматизирована);

- в сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

Лист № 8

Всего листов 9

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ

Филиала АО «Барнаульская генерация» - «Барнаульская теплосетевая компания» типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и

на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Обозначение

ТВК-10

ТВЛМ-10

ТПЛ-10

НАМИТ-10

НТМИ-10-66У3

НОМ-6

Количество, шт./экз.

Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчикэлектрическойэнергии

многофункциональный

Счётчикэлектрическойэнергии

многофункциональный

Устройство сбора и передачи данных

Устройство синхронизации времени

Сервер

Программное обеспечение

Паспорт-Формуляр

ЭКОМ-3000

ЭНКС-2

VMware Virtual Platform

ПК «Энергосфера»

РЭСС.411711.АИИС.886 ПФ

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала АО «Барнаульская генерация» - «Барнаульская

теплосетевая компания», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-

2011 от 14.09.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения