Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Энергосервис" (Сибирь-2), 55975-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Энергосервис» (Сибирь-2) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) организован на базе комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02, который включает в себя сервер базы данных (БД), устройство сбора и передачи данных (УСПД), GPS-приёмник сигналов точного времени MR-350; а также содержит каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Е-ресурс».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-коммуникатор типа С-1.02, далее по каналу связи стандарта GPRS - на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на сервер БД посредством сегмента ЛВС АИИС КУЭ ООО «ЭСК «Энергосвервис» (Сибирь-2), выделенного непосредственно для АИИС КУЭ, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Передача информации серверу БД осуществляется в автоматическом режиме по протоколу Ethernet.

В сервере БД выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется от сервера БД АИИС КУЭ по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «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 охватывает уровень счетчиков и ИВК. СОЕВ выполнена на базе приемника Global Sat MR-350, принимающего сигналы точного времени от эталона, в качестве которого выступает спутниковая система глобального позиционирования (GPS). Приёмник Global Sat MR-350 подключен к УСПД. Предел допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения (хранения) шкалы времени MR-350 ± 0,05 с/сут.

Резервным источником шкалы времени UTC является NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» или ФГУП «СНИИМ», обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение встроенных часов УСПД с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью модуля ПО с использованием протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905.

Периодичность синхронизации системного времени УСПД - один раз в 30 минут. Точность хода системных часов УСПД составляет ± 2,0 с/сут. УСПД производит коррекцию часов сервера БД и счётчиков. Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков от УСПД осуществляется независимо от наличия расхождений, но не чаще одного раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «ЭСК «Энергосервис» (Сибирь-2) используется ПО «Е-ресурс», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Е-ресурс» обеспечивает сбор данных, конфигурирование системы, контроль и диагностику работоспособности системы, обработку учетных данных для формирования отчета. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Е-ресурс».

Комплексы программно-технические «Е-ресурс», включающие в себя ПО «Е-ресурс», внесены в Госреестр №53447-13.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой 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 электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «ЭСК «Энергосервис»

(Сибирь-2) и их основные метрологические характеристики

ТПЛ-10

200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 3235 Зав. № 3367

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085730

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №5 ПС 6/0,4 кВ №11

ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5314 Зав. № 6678

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085392

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №7 ПС 6/0,4 кВ №11

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1479

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 3115 Зав. № 6532

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085351

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №12 ПС 6/0,4 кВ №11

ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 4577 Зав. № 4678

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085378

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №14 ПС 6/0,4 кВ №11

ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 4879 Зав. № 5872

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085538

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №17 ПС 6/0,4 кВ №11

ТПЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 4798 Зав. № 3948

ПТК «Е-ресурс» ES.02 Зав. № 006

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085371

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №19 ПС 6/0,4 кВ №11

ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5479 Зав. № 5371

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104083944

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №23 ПС 6/0,4 кВ №11

ТПЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5176 Зав. № 4361

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 4379

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085136

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №24 ПС 6/0,4 кВ №11

ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 9605 Зав. № 32454

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812103184

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №25 ПС 6/0,4 кВ №11

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 4615 Зав. № 59373

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085412

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №26 ПС 6/0,4 кВ №11

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 96184 Зав. № 6609

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085683

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 4413 Зав. № 3119

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085207

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №28 ПС 6/0,4 кВ №11

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 4379

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 4412 Зав. № 67475

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085369

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №29 ПС 6/0,4 кВ №11

ПТК «Е-ресурс» ES.02 Зав. № 006

Т-0,66 М У3 1000/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 066833 Зав. № 066834 Зав. № 066832

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803110620

Активная

Реактив

ная

± 3,2 ± 5,6

± 1,0 ± 2,1

Т-1 630 кВА яч. №13 ПС 6/0,4 кВ №11

Т-0,66 1500/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 151498 Зав. № 151508 Зав. № 151511

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805125599

Активная

Реактив

ная

± 3,2 ± 5,6

± 1,0 ± 2,1

Т-2 1000 кВА яч. №18 ПС 6/0,4 кВ №11

ООО «Ш. Зенковская»

ТПЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 41984 Зав. № 41617

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085690

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №2 ПС 35/6 кВ №19

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 15353 Зав. № 96738

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085733

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №4 ПС 35/6 кВ №19

ТПОЛ-10

600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 7975 Зав. № 8046

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108078703

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,3

Фидер №13 ПС 35/6 кВ №19

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12616

ТПЛ-10У3 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 2359 Зав. № 5215

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085829

ПТК «Е-ресурс» ES.02 Зав. № 006

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №15 ПС 35/6 кВ №19

ТПЛ-10У3 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 2348 Зав. № 2367

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085343

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №18 ПС 35/6 кВ №19

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 12759 Зав. № 12760

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085355

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №19 ПС 35/6 кВ №19

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12616

ТПЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 52337 Зав. № 52392

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085723

Активная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 13586 Зав. № 13589

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085431

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №22 ПС 35/6 кВ №19

ТПЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 60299 Зав. № 60355

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085760

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12616

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №23 ПС 35/6 кВ №19

ТПЛ-10 У3 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 8737 Зав. № 5194

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085684

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №24 ПС 35/6 кВ №19

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 13233 Зав. № 13675

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085534

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12616

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №25 ПС 35/6 кВ №19

ТПОЛ-10

800/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5199 Зав. № 26697

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085780

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №26 ПС 35/6 кВ №19

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 62672 Зав. № 55178

ПТК «Е-ресурс» ES.02 Зав. № 006

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085321

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12616

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №27 ПС 35/6 кВ №19

ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 15524 Зав. № 15277

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085732

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №28 ПС 35/6 кВ №19

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 13219 Зав. № 13225

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085765

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12616

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №29 ПС 35/6 кВ №19

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 13859 Зав. № 13592

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085823

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №30 ПС 35/6 кВ №19

ТПЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 45843 Зав. № 45972

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085682

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12616

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №31 ПС 35/6 кВ №19

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 13578 Зав. № 13595

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085764

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

± 1,3 ± 2,5

ТПЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 17977 Зав. № 38956

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085390

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12616

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №33 ПС 35/6 кВ №19

ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5707 Зав. № 185

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085422

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №34 ПС 35/6 кВ №19

ТПЛ-10 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 63296 Зав. № 63203

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085459

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12616

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №35 ПС 35/6 кВ №19

ПТК «Е-ресурс» ES.02 Зав. № 006

ТПЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 29497 Зав. № 43258

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085805

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №36 ПС 35/6 кВ №19

ТПОЛ-10

800/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 26337 Зав. № 7463

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085717

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 12616

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №37 ПС 35/6 кВ №19

ТПЛ-10 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 41205 Зав. № 93801

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104085657

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1893

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №38 ПС 35/6 кВ №19

ООО «ПЗЖБК»

ТПЛМ-10 200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 03480 Зав. № 91211

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802124216

Активная

Реактив

ная

Компрессорная ООО «ПЗЖБК» РУ-6 кВ Ввод №1

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

НОМ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 10003 Зав. № 6734

ТПЛМ-10 200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 25242 Зав. № 01447

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802124364

Активная

Реактив

ная

ПТК «Е-ресурс» ES.02 Зав. № 006

Компрессорная ООО «ПЗЖБК» РУ-6 кВ Ввод №2

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Т-0,66 М У3 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 705025 Зав. № 726049 Зав. № 705024

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811120103

Активная

Реактив

ная

Автомат №30 щита 0,4 кВ ПС 35/6 кВ №2

± 1,0 ± 2,1

± 3,2 ± 5,6

МУП «Трамвайное хозяйство»

ТПЛ-10У3 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 46489 Зав. № 28638

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805125006

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 86

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,7

Фидер №27 ПС 35/6 кВ №2

ПТК «Е-ресурс» ES.02 Зав. № 006

ТПЛ-10У3 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 1838 Зав. № 34958

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805126583

Активная

Реактив

ная

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № СУКУ

± 1,3 ± 2,5

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Цн; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;

-    температура окружающей среды: (20±5) °С.

5    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Цнх; диапазон силы первичного тока (0,02(0,05) - 1,2)1щ; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 -1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;

-    атмосферное давление от 85 кПа до 105 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9)

0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40 °С до плюс

60 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °C;

-    атмосферное давление от 70 кПа до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от 0 °С до +50 °С;

-    относительная влажность воздуха от 30 % до 80 % при 25 °С;

-    атмосферное давление от 84 кПа до 106,7 кПа.

6    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до плюс 40 °С.

7    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ПТК «Е-ресурс», на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ООО «ЭСК «Энергосервис» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М (номер Госреестра № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М (номер Госреестра № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03 (номер Госреестра № 27524-04) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    ПТК «Е-ресурс» ES.02 (номер Госреестра № 53447-13) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    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 электрической энергии:

•    параметрирования;

•    пропадания напряжения;

•    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

•    параметрирования;

•    пропадания напряжения;

•    коррекции времени в счетчике и УСПД;

•    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    журнал сервера БД:

•    параметрирования;

•    пропадания напряжения;

•    коррекции времени в сервере БД и УСПД;

•    пропадание и восстановление связи с УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

•    счётчика электрической энергии;

•    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

•    испытательной коробки;

•    УСПД;

•    сервера БД;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

•    счетчика электрической энергии;

•    УСПД;

•    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    Сервере БД (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 сут; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Энергосервис» (Сибирь-2) типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства

измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 55975-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Энергосервис» (Сибирь-2). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

-    трансформаторов 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»;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (номер госреестра № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (номер госреестра № 36697-12) - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»

04 мая 2012 г.;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    ПТК «Е-ресурс» - в соответствии с методикой поверки 009-30007-2013 «Комплексы программно-технические «Е-ресурс» ES.02. Методика поверка», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в январе 2013 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «ЭСК «Энергосервис» (Сибирь-2)», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

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.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

МИ 3000-2006. Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.