Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «26» октября 2021 г. № 2393

Лист № 1

Регистрационный № 83503-21Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Тепловые сети» АО «СИБЭКО».

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Тепловые сети» АО «СИБЭКО» (далее по тексту –

АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и

мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными

технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов

и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой 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 (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».

Измерительные каналы (далее по тексту – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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

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.

Лист № 2

Всего листов 12

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 верхний – второй уровень системы,

где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление

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

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, состояниясредств измеренийпо группам точекпоставкипроизводится со 2-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.

АИИСКУЭ имеет системуобеспечения единоговремени (далеепо тексту–СОЕВ). СОЕВ

предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях

системы (ИИК 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 времени УССВ

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.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ

осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в сутки.

При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ

равного ±1 с(программируемый параметр) и более, производитсясинхронизацияшкалы 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 и сервера

АИИС КУЭ.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС

КУЭ.

Лист № 3

Всего листов 12

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

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 12

Метрологические и технические характеристики

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

Номер ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро-

энергии

УССВ

/

Сервер

ЭНКС-2

Рег. №

37328-15

/

Сервер

АИИС КУЭ:

VMware Virtual

Platform

активная

реактивная

активная

реактивная

активная

реактивная

активная

реактивная

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

Наименование

объекта

ТТТНСчётчик

Основ-

ная

усло-

6

7

Метрологические

характеристики ИК

Погреш-

ность в

погреш-

ра

б

очих

ность, %

в

ия

х

, %

8 9

СЭТ-4ТМ.03М.08

1-Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

±0,8 ±2,7

±2,2 ±5,1

СЭТ-4ТМ.03М.08

2-Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

±0,8±2,7

±2,2±5,1

яч.12. № 47958

Рег. № 46738-11

Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М

3КтнКл. т. 0,2S/0,5

12345

Электрощитовая ТШП-0,66

0,4 кВ Котельной Кл.т. 0,5S

№32, РУ-0,4 кВ, Ктт 600/5

сш 0,4кВ, п.1Рег. № 64182-16

Электрощитовая ТШП-0,66

0,4 кВ Котельной Кл.т. 0,5S

№32, РУ-0,4 кВ, Ктт 600/5

сш 0,4кВ, п.4Рег. № 64182-16

Котельная № 34ТПЛ-10-М

ЗНОЛ.06-10

10 кВ, РУ-10 кВ, Кл.т. 0,5

2 секция 10кВ,

Рег

Ктт 300/5

-16

10000/√3:100/√3Рег. № 36697-17

±1,1 ±2,8

±2,6 ±5,3

ПС 110 кВТПОЛ-10

0 кВ, 2СШ 10кВКтт 600/5

Рег. № 3345-04

4КтнКл. т. 0,5S/1,0

НОЛ.08

Св

арная, ЗРУ

-

1-

К

л

.

т.

0,

5

Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М.01

1

яч.14

ф.

1

0-

287

,

Р

е

г. № 126

1-

59

10000/√3:100/√3 Рег. № 36697-12

±1,2±4,1

±2,8±7,1

Лист № 5

Всего листов 12

5

Котельная № 34

10 кВ, РУ-10 кВ,

2 секция 10кВ,

яч.13

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5

Рег. № 47958-16

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

ЭНКС-2

Рег. №

37328-15

/

Сервер

АИИС КУЭ:

VMware Virtual

Platform

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5S

Ктт 500/5

Рег. № 64182-16

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5S

Ктт 300/5

Рег. № 64182-16

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5S

Ктт 200/5

Рег. № 47959-16

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

Продолжение таблицы 2

12

3

5

6

789

4

ЗНОЛ.06-10

Кл. т. 0,5

Ктн

10000/√3:100/√3

Рег. № 46738-11

активная ±1,1 ±2,8

реактивная ±2,6 ±5,3

активная±0,8±2,7

реактивная±2,2±5,1

7

активная ±0,8 ±2,7

реактивная ±2,2 ±5,1

КТП 2х400 10 кВ

Площадка №2

6Котельной №34,

РУ-0,4 кВ, сш

0,4кВ, яч.2

РУ-0,4 кВ

Станция

пенопожаротуше

ния Котельной

№34, сш 0,4кВ,

КЛ-0,4 кВ в

сторону РУ-0,4

кВ

энергообъектов

МУП "Энергия"

РП-12 0,4 кВ,

Шкаф учета МУП

"Энергия", КЛ-0,4

8кВ в сторону РУ-

0,4 кВ

энергообъектов

МУП "Энергия"

активная±0,8±2,7

реактивная±2,2±5,1

Котельная № 34

910 кВ, РУ-0,4 кВ,

сш 0,4кВ, яч. 22

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5S

Ктт 150/5

Рег. № 47959-16

активная±0,8±2,7

реактивная±2,2±5,1

Лист № 6

Всего листов 12

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

Кл. т. 1,0/2,0

Рег. № 64450-16

ЭНКС-2

Рег. №

37328-15

/

Сервер

АИИС КУЭ:

VMware Virtual

Platform

ТПОЛ 10

Кл.т. 0,5

Ктт 300/5

Рег. № 1261-02

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

ТПОЛ 10

Кл.т. 0,5

Ктт 300/5

Рег. № 1261-02

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

3

4

5

6

789

10

активная ±1,1 ±5,0

реактивная ±2,2 ±11,1

активная ±1,2 ±4,1

реактивная ±2,8 ±7,1

НОЛ.08

Кл. т. 0,5

Ктн

10000/√3:100/√3

Рег. № 3345-04

НОЛ.08

Кл. т. 0,5

Ктн

10000/√3:100/√3

Рег. № 3345-04

активная±1,2±4,1

реактивная±2,8±7,1

13

активная±0,8±2,7

реактивная±2,2±5,1

14

активная±0,8±2,7

реактивная±2,2±5,1

15

активная±0,8±3,0

реактивная±2,2±5,5

16

Продолжение таблицы 2

12

Котельная № 34

10 кВ, 6Щ РУ-0,4

кВ, сш 0,4 кВ,

гр.14

ПС 110 кВ

Обская, ЗРУ-10

11 кВ, Секция 1

10кВ, яч.8 ф.10-

440

ПС 110 кВ

Обская, ЗРУ-10

12кВ, Секция 2

10кВ, яч.29 ф.10-

441

КТП-3038 10 кВ

Котельной №35,

ШР-2 0,4 кВ, сш

0,4кВ, яч.4

КТП-3038 10 кВ

Котельной №35,

РУ-0,4 кВ, 1сш

0,4кВ, яч.8

ТП-13 10 кВ, РУ-

0,4 кВ Котельной

№60, сш 0,4кВ,

яч.1

ТП-13 10 кВ, РУ-

0,4 кВ Котельной

№60, сш 0,4кВ,

яч.12

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5S

Ктт 200/5

Рег. № 47959-16

Т-0,66

Кл.т. 0,5S

Ктт 400/5

Рег. № 67928-17

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5

Ктт 1500/5

Рег. № 47957-11

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5

Ктт 1500/5

Рег. № 47957-11

активная±0,8±3,0

реактивная±2,2±5,5

Лист № 7

Всего листов 12

ЭНКС-2

Рег. №

37328-15

/

Сервер

АИИС КУЭ:

VMware Virtual

Platform

ТТИ-А

Кл. т. 0,5S

Ктт 300/5

Рег. № 28139-12

-

45

6

789

17

СЭТ-4ТМ.03М.08

-Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

активная ±0,8 ±2,7

реактивная ±2,2 ±5,1

18

3

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5S

Ктт 1500/5

Рег. № 47957-11

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5S

Ктт 1500/5

Рег. № 47957-11

СЭТ-4ТМ.03М.08

-Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

активная ±0,8 ±2,7

реактивная ±2,2 ±5,1

СЭТ-4ТМ.03М.08

-Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

активная ±0,8 ±2,7

реактивная ±2,2 ±5,1

20

ТТИ-А

Кл. т. 0,5S

Ктт 300/5

Рег. № trial-12

СЭТ-4ТМ.03М.08

-Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

активная ±0,8 ±2,7

реактивная ±2,2 ±5,1

21

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

-Кл. т. 1,0/2,0

Рег. № 64450-16

активная ±1,1 ±5,0

реактивная ±2,2 ±11,1

22

Продолжение таблицы 2

12

ТП-13 10 кВ, РУ-

0,4 кВ Котельной

№60, сш 0,4кВ,

яч.2

ТП-13 10 кВ, РУ-

0,4 кВ Котельной

№60, сш 0,4кВ,

яч.13

Щитовая 0,4 кВ

Котельной №50,

19 ВРУ-1 0,4 кВ, сщ

0,4 кВ, ввод ШС-

1

Щитовая 0,4 кВ

Котельной №50,

ВРУ-1 0,4 кВ, сш

0,4кВ, ввод ШС-2

Щитовая 0,4 кВ

Котельной №50,

ВРУ-2 0,4 кВ,

ввод 1 АВР

Щитовая 0,4 кВ

Котельной №50,

ВРУ-2 0,4 кВ,

ввод 2 АВР

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

-Кл. т. 1,0/2,0

Рег. № 64450-16

активная ±1,1 ±5,0

реактивная ±2,2 ±11,1

Котельная № 34

2310 кВ, РУ-0,4 кВ,

сш 0,4кВ, яч. 11

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5S

Ктт 150/5

Рег. № 58386-14

СЭТ-4ТМ.03М.08

-Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

активная±0,8±2,7

реактивная±2,2±5,1

Лист № 8

Всего листов 12

НОЛ.06-1

Рег. № 46738-11

КтнКл т. 0,2S/0,5

Продолжение таблицы 2

123456789

ЭНКС-2

Рег. №

10 кВ, РУ-10 кВ,Кл.т. 0,5/

яч.5. № 47958ИИС КУ

Котельная

№ 34ТПЛ-10-М

З

Кл. т. 0,5

0

СЭТ-4ТМ.03М

37328-15

активная±1,1±2,8

24

1 секция 10 кВ,

Рег

Ктт 300/5

-16

10000/

√

3:100/

√

3 Рег

..

№ 3669

7

-17

А

Сервер

Э:

реактивная±2,6±5,3

VMware Virtual

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=0,02 (0,05)·I

ном

и температуры окружающего воздуха в месте расположения

счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 24 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 предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2

метрологических характеристик.

6 Допускается замена УССВ на аналогичное 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 № 9

Всего листов 12

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

от 90 до 110

от 2(5) до 120

от 0,5

инд

до 0,8

емк

от 47,5 до 52,5

от -45 до +40

от -40 до +60

от +10 до +30

220000

2

165000

2

165000

2

70000

1

113

40

3,5

Значение

24

от 99 до 101

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9

от +21 до +25

от -40 до +55

35000

2

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,

о

С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН,

о

С

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков,

о

С

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера,

- температура окружающей среды в месте расположения

УССВ,

о

С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 (рег. №

36697-17)

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее