Приказ Росстандарта №1737 от 22.10.2020

№1737 от 22.10.2020
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 196285
об утверждении типа средств измерений
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 1737 от 22.10.2020

2020 год
месяц October

7784 Kb

Файлов: 10 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

22 октября 2020 г.

№ ¹⁷³⁷

Москва

Об утверждении типов средств измерений

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденного приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 8 февраля 2019 г. № 53732), приказываю:

1. Утвердить типы средств измерений согласно прилагаемому перечню типов средств измерений.
2. ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузину) обеспечить внесение сведений в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, включая описания типа согласно приложению.
3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Заместитель Руководителя

С.С.Голубев

Подлинник электронного документа, подписанного ЭЛ, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: 00E1036E1B07E0FB80EA118900BCB6D090 Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич

Действителен: с 06.11,2019 до 06.11.2020

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «22» октября 2020 г. № 1737

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ГРЭС-2»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ГРЭС-2» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер базы данных (сервер БД), автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другие организации.

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 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации на верхний уровень системы, а также отображение информации на АРМах.

На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации осуществляется по каналу связи в сети интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УССВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС).

Синхронизация времени УСПД от УССВ-2 происходит с периодичностью 1 раз в 60 минут, коррекция производится при расхождении времени более чем на ±1 с (программируемый параметр). Время счетчиков и сервера синхронизируется от УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция времени счетчиков и сервера производится при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).

Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.01
Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ

Красноярская

ГРЭС-2,

1Г 18 кВ

ТШ20 Кт = 0,2

Ктт = 8000/5 рег. № 8771-82

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3 рег. № 3344-08

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

RTU-325 рег. № 37288-08/

УССВ-2 рег. № 54074-13

Красноярская

ГРЭС-2,

2Г 18 кВ

ТШ20

Кт = 0,2

Ктт = 8000/5 рег. № 8771-82

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3 рег. № 3344-04

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Красноярская

ГРЭС-2,

4Г 18 кВ

ТШ20

Кт = 0,2

Ктт = 8000/5 рег. № 8771-82

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3 рег. № 3344-08

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Красноярская

ГРЭС-2,

5Г 6 кВ

ТШ20

Кт = 0,2

Ктт = 8000/5 рег. № 8771-82

ЗНОЛ.06-6 У3 Кт = 0,2 Ктн = 6600:^3/100:^3 рег. № 46738-11

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Красноярская

ГРЭС-2,

6Г 18 кВ

ТШЛ-СВЭЛ-20 Кт = 0,2S Ктт = 8000/5 рег. № 67629-17

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3 рег. № 3344-04

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Красноярская

ГРЭС-2,

7Г 18 кВ

ТВ-ЭК

Кт = 0,2S

Ктт = 8000/5 рег. № 39966-10

ЗНОЛ.06-20 У3 Кт = 0,2 Ктн = 18000:^3/100:^3

ф. В

рег. № 3344-04 ф А, С

рег. № 3344-08

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Красноярская

ГРЭС-2, 8Г 18 кВ

ТШЛ20Б-1

Кт = 0,2

Ктт = 8000/5 рег. № 4016-74

ЗНОЛ.06-20 У3 Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

рег. № 3344-04

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 3185711

RTU-325 рег. № 37288-08/

УССВ-2 рег. №

54074-13

Красноярская

ГРЭС-2, 9Г 18 кВ

ТШЛ20Б-1

Кт = 0,2

Ктт = 8000/5 рег. № 4016-74

ЗНОЛ.06-20 У3 Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

рег. № 3344-04

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 3185711

Красноярская

ГРЭС-2, 10Г

18 кВ

ТШЛ20Б-1

Кт = 0,2

Ктт = 8000/5 рег. № 4016-74

ЗНОЛ.06-20 У3 Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

рег. № 3344-04

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 3185711

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ трансформатора 1Т

ТГФ110

Кт = 0,5

Ктт = 1000/5 ф. А, В рег. № 16635-02

ТФГМ-110 II* Кт = 0,5

Ктт = 1000/5

ф. С рег. № 36672-08

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3

ф. А

рег. № 24218-03

ф. В, С

рег. № 24218-08

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 3185711

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ трансформатора 2Т

ТВ-110-IX УХЛ1

Кт = 0,5S

Ктт = 1000/5 рег. №

32123-06

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 3185711

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ трансформатора 4Т

ТГФ110

Кт = 0,5

Ктт = 1000/5 рег. №

16635-02

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 3185711

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ трансформатора 5Т

ТГФ110

Кт = 0,5

Ктт = 1000/5 рег. №

16635-02

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ трансформатора 6Т

ТГФ110

Кт = 0,5

Ктт = 1000/5 ф. В рег. № 16635-05 ф. А, С рег. №

16635-02

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 60353-15

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

RTU-325 рег. № 37288-08/

УССВ-2 рег. № 54074-13

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ трансформатора 7Т

ТВ-110-IX

УХЛ1

Кт = 0,5S

Ктт = 1000/5 рег. № 46101-10

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 60353-15

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ трансформатора 8Т

ТГФ110

Кт = 0,5

Ктт = 1000/5 рег. №

16635-02

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 60353-15

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ трансформатора 01ТСР

ТГФ110

Кт = 0,5

Ктт = 200/5 рег. №

16635-04

НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 ф. А рег. № 24218-03 ф. В, С рег. № 24218-08

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ трансформатора 03ТСР

ТГФ110

Кт = 0,5

Ктт = 200/5 рег. №

16635-04

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 60353-15

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

RTU-325 рег. № 37288-08/

УССВ-2 рег. № 54074-13

Красноярская

ГРЭС-2, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Красноярская ГРЭС-2 -Камала-1 I цепь (Д-209)

ТФНД-220-1

Кт = 0,5

Ктт = 600/1 рег. № 3694-73

НАМИ-220 УХЛ1 Кт = 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3 рег. № 60353-15

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ

Красноярская ГРЭС-2 -Камала-1

II цепь (Д-210)

ТФЗМ-220Б III У1 Кт = 0,5 Ктт = 600/1 рег. № 3694-73

НАМИ-220 УХЛ1 Кт = 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3 рег. № 60353-15

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Трансформато р 1ТСН

ТПЛ 20

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5 рег. №

21254-01

ЗНОЛ.06-20 У3 Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

рег. № 3344-08

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Трансформато р 2ТСН

ТПЛ 20

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5 рег. №

21254-01

ЗНОЛ.06-20 У3 Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

рег. № 3344-04

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Трансформато р 4ТСН

ТПЛ-20

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5 рег. №

47958-11

ЗНОЛ.06-20 У3 Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

рег. № 3344-08

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Реактор

5 Р-р

ТПОЛ-10 У3

Кт = 0,2S

Ктт = 1500/5 рег. № 47958

ЗНОЛ.06-6 У3 Кт = 0,2

Ктн = 6600:^3/100:^3

рег. № 46738-11

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Трансформа

тор 6ТСН

ТПЛ 20

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5 рег. №

21254-01

ЗНОЛ.06-20 У3 Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

рег. № 3344-04

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

RTU-325 рег. № 37288-08/

УССВ-2 рег. № 54074-13

Трансформа

тор 7ТСН

ТПЛ 20

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5 рег. №

21254-01

ЗНОЛ.06-20 У3 Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

ф. В

рег. № 3344-04

ф. А, С

рег. № 3344-08

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Трансформа

тор 8ТСН

ТПЛ 20

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5 рег. №

21254-01

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

рег. № 3344-04

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Трансформа

тор 9ТСН

ТПЛ 20

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5 рег. №

21254-01

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

рег. № 46738-11

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Трансформа

тор 10ТСН

ТПЛ 20

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5 рег. №

21254-01

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:^3/100:^3

рег. № 46738-11

A1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

Примечания:

1 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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичное утвержденного типа.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±6), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±6), %
	Активная	0,5	2,1
1 - 4, 7 - 9
	Реактивная	1,1	1,8
	Активная	0,5	1,9
5, 6, 24
	Реактивная	1,1	1,9
10, 12 - 14,	Активная	0,9	5,4
16 - 23, 25 -
29	Реактивная	2,0	2,8
	Активная	0,9	4,7
11, 15
	Реактивная	2,0	2,7
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с		±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cosф = 0,5инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды ,°C	от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД RTU-325	от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -40 до +40 от -40 до +65 от -10 до +60

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД RTU-325
- наработка на отказ, ч, не менее	100000
- время восстановления, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации
ИИК:
- счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	45
ИВКЭ:
- УСПД RTU-325
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее	45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована). Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформаторы тока	ТШ20	12 шт.
Трансформаторы тока	ТШЛ-СВЭЛ-20	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-ЭК	3 шт.
Трансформаторы тока	ТШЛ20Б-1	9 шт.
Трансформаторы тока	ТФГМ-110 II*	1 шт.
Трансформаторы тока	ТГФ110	20 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-110-IX УХЛ1	6 шт.
Трансформаторы тока	ТФНД-220-1	3 шт.
Трансформаторы тока	ТФЗМ-220Б III У1	3 шт.
Трансформаторы тока	ТПЛ-20	24 шт.
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10 У3	3 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06-20 У3	30 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06-6 У3	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	21 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	6 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные	Альфа А1800	29 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325	1 шт.
Устройство синхронизации времени	УССВ-2	1 шт.
Методика поверки	МП-312235-099-2020	1 экз.
Формуляр	КСАЭ.422231.079.ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-099-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ГРЭС-2». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 31.01.2020 г.

Основные средства 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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- средства измерений по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- средства измерений по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденным в 2012 г.;
- УСПД RTU-325 - в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- устройства синхронизации времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководитетем ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ГРЭС-2», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ГРЭС-2»

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

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» (ПАО «ОГК-2»)

ИНН 2607018122

Адрес: 356126, Ставропольский край, Изобильненский район, п. Солнечнодольск

Телефон: +7 (39169) 3-30-49

E-mail: office-kra@ogk2.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «РусЭнергоПром»

(ООО «РусЭнергоПром»)

ИНН 7725766980

Адрес:117218, г. Москва, ул. Большая Черёмушкинская, д. 25, стр. 97, этаж 3, к. 309

Телефон/факс: +7 (499) 397-78-12/753-06-78

E-mail: info@rusenprom.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, 2 Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail: encomplex@yandex.ru

Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «22» октября 2020 г. № 1737

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Бузулукская»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Бузулукская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС) Волги, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTS (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.

По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в серве баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML и передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектом ОРЭМ.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС «Бузулукская» ПАО «ФСК ЕЭС».

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию шкалы времени сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

Коррекция шкалы времени УСПД по шкале времени севера ИВК происходит при расхождении более, чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.

Сравнение шкалы времени счетчиков электрической энергии со шкалой времени УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 мин. При расхождении шкал времени счетчиков и УСПД равном или более ±2 с, проводится коррекция шкалы времени счетчиков.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп)» (СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные	DataServer.exe, DataServer USPD.exe
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ , метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ

№ ИК	Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ					Вид электроэнергии
№ ИК	Диспетчерское наименование точки учёта	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	Вид электроэнергии
1	2	3	4	5	6	7
1	ОРУ 110 кВ, яч. 1 ВЛ 110 кВ Бузулукская -Державинская (Державинская)	ТВГ-УЭТМ®-110 кл.т. 0,2S Ктт=600/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 52619-13	ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 23894-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-08		активная реактивная
2	ОРУ 110 кВ, яч. 2 ВЛ 110 кВ Бузулукская -Сорочинская I цепь с отпайками (Сорочинская 1)	ТВ-ЭК исп. М1 кл.т. 0,2S Ктт=600/5 рег.№ 56255-14	ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 23894-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-17	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
3	ОРУ 110 кВ, яч. 3 ВЛ 110 кВ Бузулукская -Сорочинская II цепь с отпайками (Сорочинская 2)	ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт=200/1 рег.№ 23256-05	ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 23894-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-17		активная реактивная

ОРУ 110 кВ, яч. 9 ВЛ 110 кВ Бузулукская -Савельевская №3 (Ростоши)

ТВГ-УЭТМ®-110 кл.т. 0,2S Ктт=600/5 рег.№ 52619-13

ЗНОГ-110

кл.т. 0,2

Ктн=110000/^3/100/^3

рег.№ 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 36697-12

ЭКОМ-3000

рег.№ 17049-04

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, яч. 10 ВЛ 110 кВ Бузулукская -Савельевская I цепь с отпайками (Савельевская 1)

ТВГ-УЭТМ®-110

кл.т. 0,2S

Ктт=600/5

рег.№ 52619-13

ЗНОГ-110

кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3

рег.№ 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 36697-12

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, яч. 11 ВЛ 110 кВ

Бузулукская -Савельевская II цепь с отпайками (Савельевская 2)

ТВГ-УЭТМ®-110

кл.т. 0,2S

Ктт=600/5

рег.№ 52619-13

ЗНОГ-110

кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3

рег.№ 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 36697-12

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, яч. 12 ВЛ 110 кВ Бузулукская -Промысловая I цепь с отпайками (Промысловая 1)

ТВ-ЭК исп. М1 кл.т. 0,5

Ктт=600/5

рег.№ 56255-14

ЗНОГ-110

кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3

рег.№ 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 36697-17

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, яч. 13 ВЛ 110 кВ

Бузулукская -

Промысловая II цепь с отпайками (Промысловая 2)

ТФЗМ 110Б-1 У1

кл.т. 0,2S

Ктт=300/5

рег.№ 69721-17

ЗНОГ-110

кл.т. 0,2

Ктн=110000/^3/100/^3

рег.№ 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-08

ЭКОМ-3000

рег.№ 17049-04

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, яч. 14 ВЛ 110 кВ

Бузулукская -

Заводская I цепь (Заводская 1)

ТВ-ЭК

кл.т. 0,2S

Ктт=300/1

рег.№ 74600-19

ЗНОГ-110

кл.т. 0,2

Ктн=110000/^3/100/^3

рег.№ 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-17

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, яч. 15 ВЛ 110 кВ

Бузулукская -

Заводская II цепь (Заводская 2)

ТВ-ЭК

кл.т. 0,2S

Ктт=300/1

рег.№ 74600-19

ЗНОГ-110

кл.т. 0,2

Ктн=110000/^3/100/^3

рег.№ 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-17

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, яч. 7 ВЛ 110 кВ Комсомолец -

Бузулукская I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ

Бузулукская-1)

ТВ-ЭК исп. М1

кл.т. 0,2S

Ктт=600/5

рег.№ 56255-14

ЗНОГ-110

кл.т. 0,2

Ктн=110000/^3/100/^3

рег.№ 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-12

активная

реактивная

1	2	3	4	5	6	7
12	ОРУ 110 кВ, яч. 5 ВЛ 110 кВ Комсомолец - Бузулукская II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Бузулукская-2)	ТВ-ЭК исп. М1 кл.т. 0,2S Ктт=600/5 рег.№ 56255-14	ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 23894-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-12	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
13	ОРУ 110 кВ, яч. 8 ВЛ 110 кВ Бузулукская -Новотёпловская (Новотёпловская)	ТФЗМ 110Б-1У У1 кл.т. 0,5 Ктт=300/5 рег.№ 26422-04	ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 23894-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-17		активная реактивная
14	АТ-1 110 кВ	ТВ-ЭК исп. М1 кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 рег.№ 56255-14	ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 23894-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-12		активная реактивная
15	АТ-2 110 кВ	ТВ-ЭК исп. М1 кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 рег.№ 56255-14	ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 23894-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-12		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
16	ОРУ 110 кВ, яч. 17 ОВГ 110 кВ (ОВМ 110 кВ)	ТВГ-УЭТМ®-110 кл.т. 0,2S Ктт=600/5 рег.№ 52619-13	ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 23894-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-17	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
17	ОРУ 35 кВ, яч. 4 ВЛ 35 кВ Бузулукская - Элеватор 1 (Элеватор 1)	ТВГ-УЭТМ-35 кл.т. 0,5S Ктт=200/5 рег.№ 52619-13	ф. А НОМ-35-66 кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 рег.№ 187-05 ф. В, С НОМ-35 кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 рег.№ 187-49	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная
18	ОРУ 35 кВ, яч. 5 ВЛ 35 кВ Бузулукская - Элеватор 2 (Элеватор 2)	ТВГ-УЭТМ-35 кл.т. 0,5S Ктт=200/5 рег.№ 52619-13	ф. А, С НОМ-35 кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 рег.№ 187-49 ф. В НОМ-35 кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 рег.№ 187-70	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная

ОРУ 35 кВ, яч. 6 ВЛ 35 кВ Бузулукская - КС-2 (КС-2)

ТВГ-УЭТМ-35 кл.т. 0,5S Ктт=200/5 рег.№ 52619-13

ф. А

НОМ-35-66 кл.т. 0,5

Ктн=35000/100 рег.№ 187-05 ф. В, С НОМ-35 кл.т. 0,5

Ктн=35000/100 рег.№ 187-49

ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13

ЭКОМ-3000

рег.№ 17049-04

активная

реактивная

ОРУ 35 кВ, яч. 12

ОВ-35 кВ (ОВМ - 35 кВ)

ТВГ-УЭТМ-35 кл.т. 0,5S Ктт=200/5 рег.№ 52619-13

1 с.ш. ф. А, С

НОМ-35

кл.т. 0,5

Ктн=35000/100

рег.№ 187-49 ф. В

НОМ-35

кл.т. 0,5

Ктн=35000/100 рег.№ 187-70

2 с.ш. ф. А

НОМ-35-66

кл.т. 0,5

Ктн=35000/100

рег.№ 187-05 ф. В, С

НОМ-35

кл.т. 0,5

Ктн=35000/100

рег.№ 187-49

ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13

активная

реактивная

1	2	3	4	5	6	7
21	ЗРУ-6 кВ, яч. 6 Бузулукская-Элеватор (ф.Буз.6)	ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт=200/5 рег.№ 30709-11	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная
22	ЗРУ-6 кВ, яч. 8 Бузулукская- Очистные сооружения № 2 (ф.Буз.8)	ТПФ кл.т. 0,5 Ктт=150/5 рег.№ 517-50	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная
	ЗРУ-6 кВ, яч. 16	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=300/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 831-53	ZMD402CT41.0457	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная
23	Бузулукская-СУ-6 (ф.Буз.16)	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=300/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 831-53	кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	реактивная
24	ЗРУ-6 кВ, яч. 18 Бузулукская- Гидротехникум (ф.Буз.18)	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=200/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 831-53	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная
25	ЗРУ-6 кВ, яч. 20 Бузулукская-Искра (ф.Буз.20)	ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт=300/5 рег.№ 30709-11	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 831-53	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
26	ЗРУ-6 кВ, яч. 1 Бузулукская-КНС (ф.Буз.1)	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=400/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 27524-04	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
27	ЗРУ-6 кВ, яч. 3 Бузулукская-Водовод № 2 (ф.Буз.3)	ф. С ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт=300/5 рег.№ 1276-59 ф. А ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=300/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 27524-04		активная реактивная
28	ЗРУ-6 кВ, яч. 5 Бузулукская- Строительный техникум (ф.Буз.5)	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=400/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная
29	ЗРУ-6 кВ, яч. 7 Бузулукская-Город № 2 (ф.Буз.7)	ТПФМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=300/5 рег.№ 814-53	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
30	ЗРУ-6 кВ, яч. 9 Бузулукская-Город № 1 (ф.Буз.9)	ТВК-10 кл.т. 0,5 Ктт=400/5 рег.№ 8913-82	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
31	ЗРУ-6 кВ, яч. 11 Бузулукская-Железная дорога (ф.Буз.11)	ТПФМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=400/5 рег.№ 814-53	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 27524-04		активная реактивная
32	ЗРУ-6 кВ, яч. 13 Бузулукская-Мирный (ф.Буз.13)	ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=150/5 рег.№ 1856-63	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная
33	ЗРУ-6 кВ, яч. 17 Бузулукская-Красный флаг № 1 (ф.Буз.17)	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=400/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная
34	ЗРУ-6 кВ, яч. 15 Бузулукская-Красный флаг № 2 (ф.Буз.15)	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=400/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 380-49	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
35	ЗРУ-6 кВ, яч. 23 Бузулукская-Спутник (ф.Буз.23)	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=300/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 831-53	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-08		активная реактивная
36	ЗРУ-6 кВ, яч. 25 Бузулукская-Город № 5 (ф.Буз.25);	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=300/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 831-53	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 36697-08	ЭКОМ-3000	активная реактивная
37	ЗРУ-6 кВ, яч. 27 Бузулукская-Водовод 1 (ф.Буз.27)	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт=300/5 рег.№ 1276-59	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 831-53	СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 27524-04	рег.№ 17049-04	активная реактивная
38	ЗРУ-6 кВ, яч. 29 Бузулукская- Техучилище (ф.Буз.29)	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=400/5 рег.№ 2363-68	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 831-53	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
39	ЗРУ-6 кВ, яч. 31 Бузулукская-Вокзал (ф.Буз.31)	ф. А ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=200/5 рег.№ 2363-68 ф. С ТПЛ-10с кл.т. 0,5 Ктт=200/5 рег.№ 29390-05	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 831-53	СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 27524-04	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
40	ЗРУ-6 кВ, яч. 33 Бузулукская-Очистные сооружения № 1 (ф.Буз.33)	ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=200/5 рег.№ 1856-63	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 рег.№ 831-53	ZMD402CT41.0457 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 53319-13	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
Примечания: 1 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы интервала основной относительной погрешности ИК (активная энергия) (±^), %			Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (активная энергия) (±J), %
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6	7	8
1 - 6, 8 - 12, 14	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,0	1,1	1,8	1,2	1,3	1,9
- 16	0,051н1 < I1 < 0,21н1	0,9	0,8	1,3	0,8	1,0	1,4
(ТТ 0,2S;	0,21н1 < I1 < 1н1	0,6	0,6	0,9	0,8	0,9	1,2
TH 0,2; Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,5	0,6	0,9	0,8	0,9	1,2
7, 13	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,7	2,8	5,3	1,8	2,8	5,4
(ТТ 0,5; ТН 0,2 Сч 0,2S)	0,21н1 < I1 < 1н1	0,9	1,4	2,7	1,1	1,6	2,8
(ТТ 0,5; ТН 0,2 Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,7	1,0	1,9	0,9	1,2	2,0
17 - 21, 25	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,8	2,5	4,8	1,9	2,6	4,8
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,1	1,6	3,0	1,2	1,7	3,0
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;	0,21н1 < I1 < 1н1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
22 - 24, 28 - 30, 32 - 36, 38, 40	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,8	2,8	5,4	1,9	2,9	5,5
22 - 24, 28 - 30, 32 - 36, 38, 40	0,21н1 < I1 < 1н1	1,1	1,6	2,9	1,2	1,7	3,0
(ТТ 0,5; ТН 0,5 Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
26, 27, 31, 37, 39 (ТТ 0,5; ТН 0,5 Сч 0,2S)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,8	2,8	5,4	1,9	2,9	5,5
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,1	1,6	2,9	1,2	1,7	3,0
	1н1 < I1 < 1,21н1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3

Продолжение таблицы 3

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы интервала основной относительной погрешности ИК (реактивная энергия) (±^), %		Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (реактивная энергия) (±J), %
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)	cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)	cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)	cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)
1	2	3	4	5	6
1 - 6, 8 - 12, 14	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,8	1,5	2,3	1,9
- 16	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,4	0,9	1,9	1,6
(ТТ 0,2S;	0,21н1 < I1 < 1н1	1,0	0,8	1,7	1,5
TH 0,2; Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	1,0	0,8	1,7	1,5
7, 13	0,051н1 < I1 < 0,21н1	4,3	2,5	4,5	2,8
(ТТ 0,5; ТН 0,2	0,21н1 < I1 < 1н1	2,2	1,4	2,6	1,9
Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	1,6	1,0	2,1	1,6
17 - 21, 25	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	4,0	2,4	4,2	2,7
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,5	1,5	2,9	2,0
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;	0,21н1 < I1 < 1н1	1,9	1,2	2,3	1,7
Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	1,9	1,2	2,3	1,7
22 - 24, 28 - 30, 32 - 36, 38, 40	0,051н1 < I1 < 0,21н1	4,4	2,5	4,6	2,8
22 - 24, 28 - 30, 32 - 36, 38, 40	0,21н1 < I1 < 1н1	2,4	1,5	2,8	2,0
(ТТ 0,5; ТН 0,5 Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	1,9	1,2	2,3	1,7
26, 27, 31, 37, 39 (ТТ 0,5; ТН 0,5 Сч 0,5)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	4,4	2,6	4,5	2,7
	0,21н1 < I1 < 1н1	2,4	1,5	2,5	1,6
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,8	1,2	1,9	1,3
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с				±5
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности P=0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности cos9	0,87
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 30206-94	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 31819.23-2012,	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83	от +18 до +23
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ, ТН	от -40 до +35
- для счетчиков	от -40 до +60
- для УСПД	от -10 до +50
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-17):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-12):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (рег.№ 27524-04):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электрической энергии ZMD (рег.№ 53319-13):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД ЭКОМ-3000:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	75000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1

Продолжение таблицы 4

Глубина хранения информации счетчики электрической энергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-параметрирования;

-пропадания напряжения;

-коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-счетчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-УСПД;

наличие защиты на программном уровне:

-пароль на счетчике;

-пароль на УСПД;

-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

-счетчиках (функция автоматизирована);

-УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформатор тока	ТВГ-УЭТМ®-110	15 шт.
Трансформатор тока	ТВ-ЭК исп. М1	18 шт.
Трансформатор тока	ТБМО-110 УХЛ1	3 шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ 110Б-1 У1	3 шт.
Трансформатор тока	ТВ-ЭК	6 шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ 110Б-1У У1	3 шт.
Трансформатор тока	ТВГ-УЭТМ-35	12 шт.
Трансформатор тока	ТЛП-10	6 шт.
Трансформатор тока	ТПФ	2 шт.
Трансформатор тока	ТПЛМ-10	20 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-10	3 шт.
Трансформатор тока	ТПФМ-10	4 шт.
Трансформатор тока	ТВК-10	2 шт.
Трансформатор тока	ТВЛМ-10	4 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-10с	1 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОГ-110	6 шт.
Трансформатор напряжения	НОМ-35-66	1 шт.
Трансформатор напряжения	НОМ-35	5 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	2 шт.
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	18 шт.
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03	5 шт.
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	ZMD	17 шт.
УСПД	ЭКОМ-3000	1 шт.
Методика поверки	МП 206.1-054-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	АУВП.411711.ФСК.035.144.ПС-ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-054-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Бузулукская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 31.05.2020 г.

Основные средства 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 и/или МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-17) - по документу

ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-

4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.12.2017 г.;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (рег.№ 27524-04) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- счетчиков электрической энергии ZMD (рег.№ 53319-13) - в соответствии с документом МР000030110 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2013 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Программно-технический

измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99», утвержденному ФГУП «УНИИМ» в декабре 1999 г.;

- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Бузулукская», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Бузулукская»

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

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр

«ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)

ИНН 7733157421

Адрес: 123007, г. Москва, улица 1-я Магистральная, дом 17, строение 5, этаж 3

Телефон: +7 (495) 620-08-38

Факс: +7 (495) 620-08-48

E-mail: eaudit@ackye.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы»

Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЕНЭС ПС 220 кВ Р-40 (КВЛ 10 кВ №40-16, №40-25)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЕНЭС ПС 220 кВ Р-40 (КВЛ 10 кВ №40-16, №40-25) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС» и Магистральных электрических сетей (МЭС) Юга, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и мощности и автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- ведение журналов событий ИИК, ИВКЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на выходы счетчика электрической энергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электрической энергии за интервал времени 30 мин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.

По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК КО АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Р-40 ПАО «ФСК ЕЭС»

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с источником точного времени более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.

В процессе сбора информации из счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 мин, УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии и в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью не хуже ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже	1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)	DataServer.exe, DataServer_U SPD.exe
Примечание: Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО - MD5

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование

ИК

Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

УСПД

КВЛ 10 кВ

№40-16

ТОЛ-СЭЩ

кл.т 0,5S

Ктт=300/5 рег. № 51623-12 ф. А, С

ЗНОЛ.06.4-10 кл.т 0,5

Ктн= (10000^(100/^3) рег. № 46738-11

ТН-10 кВ 1 СШ ф. А, В, С

A1805RALQ-

P4GB-DW-4

кл.т 0,5S/1,0 рег. № 31857-11

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09

КВЛ 10 кВ

№40-25

ТОЛ-СЭЩ кл.т 0,5S

Ктт=300/5 рег. № 51623-12 ф. А, С

ЗНОЛ.06.4-10

кл.т 0,5

Ктн= (10000/^3)/(100/^3) рег. № 46738-11

ТН-10 кВ 2 СШ ф. А, В, С

A1805RALQ-

P4GB-DW-4

кл.т 0,5S/1,0 рег. № 31857-11

Примечания:

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электрической энергии для всех ИК: активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	созф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6). %. при доверительной вероятности. равной 0.95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<L<I1(I0%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	2,1	1,2	1,0	1,0
	0,8	3,0	1,7	1,3	1,3
	0,5	5,5	3,1	2,3	2,3
Номер ИК	СО8ф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6). %. при доверительной вероятности. равной 0.95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<L<I1(I0%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 1,0; ТТ 0.5S; ТН 0.5)	0,8	4,6	2,8	2,1	2,1
1, 2 (Счетчик 1,0; ТТ 0.5S; ТН 0.5)	0,5	3,0	1,8	1,5	1,5
Номер ИК	СО8ф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±6). %. при доверительной вероятности. равной 0.95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<L<I1(I0%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	2,6	1,7	1,6	1,6
	0,8	3,4	2,2	1,9	1,9
	0,5	5,7	3,5	2,8	2,8
Номер ИК	СО8ф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±6). %. при доверительной вероятности. равной 0.95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<L<I1(I0%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 1,0; ТТ 0.5S; ТН 0.5)	0,8	5,7	4,3	3,9	3,9
1, 2 (Счетчик 1,0; ТТ 0.5S; ТН 0.5)	0,5	4,4	3,6	3,4	3,4

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Д), с 5

Примечания:

1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 8₁(₂)%_P для cos<p=1.0 нормируется от I₁%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 8ц₂)%р и 8₂%q для cosp<1.0 нормируется от I₂%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной и реактивной энергии	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -40 до +50
- для счетчиков	от +10 до +40
- для УСПД	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
ЭКОМ-3000: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	75000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
- при отключенном питании, лет, не менее	10
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	A1805RALQ-P4GB-DW-4	2 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ	4 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06.4-10	6 шт.
Устройство по сбору и передаче данных	ЭКОМ-3000	1 шт.
Инструкция по эксплуатации	276-18-КУ-ИЭ	1 экз.
Паспорт-формуляр	276-18-КУ-ФО	1 экз.
Методика поверки	МП 490-2020	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 490-2020 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ЕНЭС ПС 220 кВ Р-40 (КВЛ 10 кВ №40-16, №40-25). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ»

«21» мая 2020 г.

Основные средства поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер 33750-07 в Федеральном информационном фонде);
- радиочасы РЧ-011/2 (регистрационный номер 35682-07 в Федеральном информационном фонде);
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2003 и/или ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики Альфа А1800 по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.003 МП «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки», утвержденному ГСИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ЕНЭС ПС 220 кВ Р-40 (КВЛ 10 кВ №40-16, №40-25)», аттестующая организация ФБУ «Пензенский ЦСМ», аттестат аккредитации № 01.00230-2013 от 17.04.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ЕНЭС ПС 220 кВ Р-40 (КВЛ 10 кВ №40-16, №40-25)

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

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

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)

ИНН 4716016979

Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А

Телефон: +7 (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-сайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Донская ЭнергоСтроительная Компания» (ООО «ДЭСК»)

ИНН 6164251678

Адрес: 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. Максима Горького, д. 11/43

Телефон (факс): (863) 295-99-55, (863) 300-90-33

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Г осударственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ») Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20

Телефон (факс): (8412) 49-82-65

Web-сайт: www.penzacsm.ru

E-mail: pcsm@sura.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Пензенский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311197 от 24.07.2015 г.

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Сорочинская»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Сорочинская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTS (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотребления на ПС «Сорочинская» ПАО «ФСК ЕЭС».

Программное обеспечение

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные	DataServer.exe, DataServer USPD.exe
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ

№ ИК	Диспетчерское наименование точки учёта	Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ				Вид электроэнергии
№ ИК	Диспетчерское наименование точки учёта	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	Вид электроэнергии
1	2	3	4	5	6	7
1	ОРУ 110 кВ, яч. 6, ВЛ 110 кВ Сорочинская -Гамалеевская с отпайкой на ПС Сорочинский МЭЗ (ВЛ 110 кВ Сорочинская -Новосергеевская)	ТВ-ЭК рег.№74600-19 кл.т. 0,2S к.т-р. 300/1	НКФ-110 рег.№ 26452-04 кл.т. 0,5 к.т-р. 110000/^3/100/^3	A1802RALX-P4GB- DW-4 рег.№ 31857-11 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
2	ОРУ 110 кВ, яч. 7, ВЛ 110 кВ Сорочинская-Ташлинская с отпайкой на на ПС Сорочинский МЭЗ (ВЛ 110 кВ Сорочинская-Алексеевская)	ТВГ-УЭТМ-110 рег.№ 52619-13 кл.т. 0,2S к.т-р. 600/5	НАМИ-110 УХЛ1 рег.№ 60353-15 кл.т. 0,2 к.т-р. 110000/^3/100/^3	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
3	ОРУ 110 кВ, яч. 9, ВЛ 110 кВ Сорочинская-Богдановская	ТФ3М 110Б-1У У1 рег.№ 2793-88 кл.т. 0,5 к.т-р. 600/5 ТФНД-110 рег.№ 75603-19 кл.т. 0,5 к.т-р. 600/5	НКФ-110 рег.№ 26452-04 кл.т. 0,5 к.т-р. 110000/^3/100/^3	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
4	ОРУ 110 кВ, яч. 11, ВЛ 110 кВ Бузулукская- Сорочинская II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Сорочинская-Бузулукская 2 с отпайками)	ТВ-ЭК рег.№ 74600-19 кл.т. 0,2S к.т-р. 300/1	НКФ-110 рег.№ 26452-04 кл.т. 0,5 к.т-р. 110000/^3/100/^3	A1802RALX-P4GB- DW-4 рег.№ 31857-11 кл.т. 0,2S/0,5	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
5	ОРУ 110 кВ, яч. 12, ВЛ 110 кВ Бузулукская-Сорочинская I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Сорочинская-Бузулукская 1 с отпайками)	ТВ-ЭК рег.№ 74600-19 кл.т. 0,2S к.т-р. 300/1	НАМИ-110 УХЛ1 рег.№ 60353-15 кл.т. 0,2 к.т-р. 110000/^3/100/^3	A1802RALX-P4GB- DW-4 рег.№ 31857-11 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
6	ОРУ 110 кВ, яч. 18, ВЛ 110 кВ Сорочинская-Никольская № 1 с отпайкой на ПС Толкаевская	ТФЗМ 110Б 1У1 рег.№ 2793-88 кл.т. 0,5 к.т-р. 600/5	НАМИ-110 УХЛ1 рег.№ 60353-15 кл.т. 0,2 к.т-р. 110000/^3/100/^3	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
7	ОРУ 110 кВ, яч. 19, ВЛ 110 кВ Сорочинская СЭС-Сорочинская (ВЛ 110 кВ Сорочинская-Плешановская)	ТВ-ЭК рег.№ 74600-19 кл.т. 0,2S к.т-р. 300/1	НАМИ-110 УХЛ1 рег.№ 60353-15 кл.т. 0,2 к.т-р. 110000/^3/100/^3	A1802RALX-P4GB- DW-4 рег.№ 31857-11 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная

ОРУ 110 кВ, яч. 13, ОВГ 110 кВ

ТВГ-УЭТМ-110

рег.№ 52619-13 кл.т. 0,2S к.т-р. 600/5

НАМИ-110 УХЛ1 рег.№ 60353-15 кл.т. 0,2

к.т-р. 110000/^3/100/^3

НКФ-110 рег.№ 26452-04 кл.т. 0,5 к.т-р. 110000/^3/100/^3

EPQS 111.21.18.LL

рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-3000

рег.№ 17049-04

активная

реактивная

ОРУ 35 кВ, яч.1, ВЛ 35 кВ

Сорочинская-

Войково

ТФНД-35М рег.№ 3689-73 кл.т. 0,5 к.т-р. 100/5

ЗНОМ-35

рег.№ 912-54 кл.т. 0,5 к.т-р. 35000/^3/100/^3

EPQS 111.21.18.LL

рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

1	2	3	4	5	6	7
10	ОРУ 35 кВ, яч.4, ВЛ 35 кВ Сорочинская- Промбаза № 1	ТФНД-35М рег.№ 3689-73 кл.т. 0,5 к.т-р. 300/5	ЗНОМ-35-65 У1 рег.№ 912-70 кл.т. 0,5 к.т-р. 35000/^3/100/^3	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
11	ОРУ 35 кВ, яч.6, ВЛ 35 кВ Сорочинская- Промбаза № 2	ТФЗМ-35Б-ГУ1 рег.№ 3689-73 кл.т. 0,5 к.т-р. 200/5	ЗНОМ-35 рег.№ 912-54 кл.т. 0,5 к.т-р. 35000/^3/100/^3	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
12	ОРУ 35 кВ, яч.9, ВЛ 35 кВ Сорочинская-Николаевка	ТФН-35М рег.№ 3690-73 кл.т. 0,5 к.т-р. 300/5	ЗНОМ-35-65 У1 рег.№ 912-70 кл.т. 0,5 к.т-р. 35000/^3/100/^3	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
13	ОРУ 35 кВ, яч.10, ВЛ 35 кВ Сорочинская-Яшкино	ТФНД-35М рег.№ 3689-73 кл.т. 0,5 к.т-р. 300/5	ЗНОМ-35-65 У1 рег.№ 912-70 кл.т. 0,5 к.т-р. 35000/^3/100/^3	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
14	ОРУ 35 кВ, яч.11, ВЛ 35 кВ Сорочинская-Родина	ТФНД-35М рег.№ 64841-16 кл.т. 0,5 к.т-р. 75/5 ТФНД-35М Рег. № 78368-20 кл.т. 0,5 к.т-р. 75/5	ЗНОМ-35 рег.№ 912-54 кл.т. 0,5 к.т-р. 35000/^3/100/^3	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
15	КРУН 10 кВ, яч. 1 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Город (ф.11) (КВЛ 10 кВ Сорочинская-Мясокомбинат (ф.11))	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 100/5	НАМИТ-10 рег.№ 16687-97 кл.т. 0,5 к.т-р. 10000/100	ZMD402CT41.0457 рег.№ 22422-07 кл.т. 0,2S/0,5	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
16	КРУН 10 кВ, яч. 2 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Город (ф.19)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 100/5	НАМИТ-10 рег.№ 16687-97 кл.т. 0,5 к.т-р. 10000/100	ZMD402CT41.0457 рег.№ 22422-07 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
17	КРУН 10 кВ, яч. 3 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Ж/Д (ф.18)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 300/5	НАМИТ-10 рег.№ 16687-97 кл.т. 0,5 к.т-р. 10000/100 зав.№ ABC:1015	EPQS 122.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,5S/1,0		активная реактивная
18	КРУН 10 кВ, яч. 4 КВЛ 10 кВ Сорочинская-СКХП ^(ф.16)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 200/5	НАМИТ-10 рег.№ 16687-97 кл.т. 0,5 к.т-р. 10000/100	EPQS 111.23.27.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
19	КРУН 10 кВ, яч. 5 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Город (ф.8)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 300/5	НАМИТ-10 рег.№ 16687-97 кл.т. 0,5 к.т-р. 10000/100	EPQS 111.23.27.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
20	КРУН 10 кВ, яч. 6 КВЛ 10 кВ Сорочинская- Очистные (ф.9)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 400/5	НАМИТ-10 рег.№ 16687-97 кл.т. 0,5 к.т-р. 10000/100	ZMD402CT41.0457 рег.№ 22422-07 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
21	КРУН 10 кВ, яч. 7 КВЛ 10 кВ Сорочинская- Телецентр (ф.3)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 75/5	НАМИТ-10 рег.№ 16687-97 кл.т. 0,5 к.т-р. 10000/100	ZMD402CT41.0457 рег.№ 22422-07 кл.т. 0,2S/0,5	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
22	КРУН 10 кВ, яч. 8 КВЛ 10 кВ Сорочинская-СПТУ (ф.4)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 150/5	НАМИТ-10 рег.№ 16687-97 кл.т. 0,5 к.т-р. 10000/100	EPQS 122.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,5S/1,0		активная реактивная
23	КРУН 10 кВ, яч. 11 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Толкаевка (ф.2)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 100/5	НАМИТ-10 рег.№ 16687-97 кл.т. 0,5 к.т-р. 10000/100	ZMD402CT41.0457 рег.№ 22422-07 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
24	КРУН 10 кВ, яч. 12 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Город ^(ф.5)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 400/5	НАМИТ-10 рег.№ 16687-97 кл.т. 0,5 к.т-р. 10000/100	ZMD402CT41.0457 рег.№ 22422-07 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
25	КРУН 10 кВ, яч. 15 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Никольское (ф.1) (КВЛ 10 кВ Сорочинская-Николаевское (ф.1))	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 200/5	НАМИ-10 У2 рег.№ 11094-87 кл.т. 0,2 к.т-р. 10000/100	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
26	КРУН 10 кВ, яч. 16 КВЛ 10 кВ Сорочинская-СКХП (ф.7)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 200/5	НАМИ-10 У2 рег.№ 11094-87 кл.т. 0,2 к.т-р. 10000/100	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/05	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
27	КРУН 10 кВ, яч. 18 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Город ^(ф.6)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 200/5	НАМИ-10 У2 рег.№ 11094-87 кл.т. 0,2 к.т-р. 10000/100	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
28	КРУН 10 кВ, яч. 22 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Город (ф.14)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 200/5	НАМИ-10 У2 рег.№ 11094-87 кл.т. 0,2 к.т-р. 10000/100	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
29	КРУН 10 кВ, яч. 23 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Мясокомбинат (ф.12)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 100/5	НАМИ-10 У2 рег.№ 11094-87 кл.т. 0,2 к.т-р. 10000/100	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5	ЭКОМ-3000 рег.№ 17049-04	активная реактивная
30	КРУН 10 кВ, яч. 24 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Маслохозяйство ^(ф.15)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 100/5	НАМИ-10 У2 рег.№ 11094-87 кл.т. 0,2 к.т-р. 10000/100	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
31	КРУН 10 кВ, яч. 26 КВЛ 10 кВ Сорочинская-Очистные (ф.20)	ТЛК10-6 У3 рег.№ 9143-01 кл.т. 0,5 к.т-р. 100/5	НАМИ-10 У2 рег.№ 11094-87 кл.т. 0,2 к.т-р. 10000/100	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
32	ОРУ 110 кВ, яч. 21 ВЛ 110 кВ Сорочинская -Никольская № 3 с отпайкой на ПС Толкаевская (ВЛ 110 кВ Сорочинская -Никольская 3)	ТВ-ТМ-35-УХЛ1 рег.№ 61552-15 кл.т. 0,2S к.т-р. 600/5	НАМИ-110 УХЛ1 рег.№ 60353-15 кл.т. 0,2 к.т-р. 110000/^3/100/^3	EPQS 111.23.27.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная
33	ОРУ 110 кВ, яч. 20 ВЛ 110 кВ Сорочинская -Никольская № 2 с отпайкой на ПС Толкаевская ВЛ 110 кВ Сорочинская-Никольская-2	ТФЗМ 110 рег.№ 68640-17 кл.т. 0,5 к.т-р. 600/5	НКФ-110 рег.№ 26452-04 кл.т. 0,5 к.т-р. 110000/^3/100/^3	EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5		активная реактивная

ОРУ 110 кВ, яч. 2 ВЛ 110 кВ Сорочинская-Росташинская

ТФЗМ-110Б-1У1

рег.№ 2793-88

кл.т. 0,5 к.т-р. 600/5

НАМИ-110 УХЛ1

рег.№ 60353-15

кл.т. 0,2

к.т-р. 110000/^3/100/^3

EPQS 111.21.18.LL рег.№ 25971-06 кл.т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-3000

рег.№ 17049-04

активная

реактивная

Примечания

1 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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы интервала основной относительной погрешности ИК (активная энергия) (±*), %			Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (активная энергия) (±^), %
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6	7	8
1,4,8 (ТТ 0,2S; ТН 0,5, Сч 0,2S)	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,1	1,3	2,1	1,3	1,5	2,2
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	0,8	1,0	1,7	1,0	1,2	1,8
	0,21н1 < I1 < 1н1	0,7	0,9	1,4	0,9	1,1	1,6
	1н1 < I1 < 1,21н1	0,7	0,9	1,4	0,9	1,1	1,6
2, 5, 7, 32 (ТТ COSJ'I I 0,2, Сч 0,2S)	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,0	1,1	1,8	1,2	1,3	1,9
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	0,6	0,8	1,3	0,8	1,0	1,4
	0,21н1 < I1 < 1н1	0,5	0,6	0,9	0,8	0,9	1,2
	1н1 < I1 < 1,21н1	0,5	0,6	0,9	0,8	0,9	1,2
3, 9-16, 18-21, 23-24, 33 (ТТ 0,5; ТН 0,5, Сч 0,2S)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,8	2,8	5,4	1,9	2,9	5,5
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,1	1,6	2,9	1,2	1,7	3,0
	1н1 < I1 < 1,21н1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
6, 25-31,34 (ТТ 0,5; ТН 0,2, Сч 0,2S)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,7	2,8	5,3	1,8	2,8	5,4
	0,21н1 < I1 < 1н1	0,9	1,4	2,7	1,1	1,6	2,8
	1н1 < I1 < 1,21н1	0,7	1,0	1,9	0,9	1,2	2,0
17, 22 (ТТ 0,5; ТН 0,5, Сч 0,5S)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,8	2,9	5,5	2,2	3,2	5,7
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,2	1,7	3,0	1,7	2,1	3,3
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,0	1,3	2,3	1,6	1,9	2,7

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы интервала основной относительной погрешности ИК (реактивная энергия) (±^), %		Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (реактивная энергия) (±^), %
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)	cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)	cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)	cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)
1	2	3	4	5	6
1, 4, 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,5, Сч 0,5)	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	2,0	1,6	2,4	2,0
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,6	1,1	2,1	1,7
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,3	1,0	1,9	1,6
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,3	1,0	1,9	1,6
2, 5, 7, 32 (ТТ COSJ'I I 0,2, Сч 0,5)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,8	1,5	2,3	1,9
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,4	0,9	1,9	1,6
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,0	0,8	1,7	1,5
3, 9-16, 18-21, 23-24, 33 (ТТ 0,5; ТН 0,5, Сч 0,5)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	4,4	2,5	4,6	2,8
	0,21н1 < I1 < 1н1	2,4	1,5	2,8	2,0
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,9	1,2	2,3	1,7
6, 25-31,34 (ТТ 0,5; ТН 0,2, Сч 0,5)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	4,3	2,5	4,5	2,8
	0,21н1 < I1 < 1н1	2,2	1,4	2,6	1,9
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,6	1,0	2,1	1,6
17, 22 (ТТ 0,5; ТН 0,5, Сч 1,0)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	4,6	3,0	5,5	4,2
	0,21н1 < I1 < 1н1	2,6	1,8	4,0	3,5
	1н1 < I1 < 1,21н1	2,1	1,5	3,7	3,4
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с				±5
Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности P=0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности cos9	0,8
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ, ТН	от -10 до +40
- для счетчиков	от -10 до +40
- для УСПД	от -20 до +60
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные серии Dialog ZMD:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
EPQS:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72

1	2
УСПД ЭКОМ-3000:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	55000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации
счетчики электрической энергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращения
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц
по каждому каналу, сутки, не менее	45
- при отключенном питании, лет, не менее	10
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

-резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-параметрирования;

-пропадания напряжения;

-коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-счетчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-УСПД;

наличие защиты на программном уровне:

-пароль на счетчике;

-пароль на УСПД;

Возможность коррекции времени в:

-счетчиках (функция автоматизирована);

-УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТВ-ЭК	12 шт.
Трансформатор тока	ТВГ-УЭТМ-110	6 шт.
Трансформатор тока	ТФ3М 110	3 шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ-110Б-1У1	8 шт.
Трансформатор тока	ТФНД-110М	1 шт.
Трансформатор тока	ТФНД-35М, ТФЗМ-35Б-ГУ1	12 шт.
Трансформатор тока	ТФНД	3 шт.
Трансформатор тока	ТФН-35М	3 шт.
Трансформатор тока	ТЛК10-6 У3	34 шт.
Трансформатор тока	ТВ-ТМ-35-УХЛ1	3 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ-110	3 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	3 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35	3 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65	3 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	1 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-10 У2	1 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	EPQS	28 шт.
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Dialog ZMD	6 шт.
УСПД	ЭКОМ-3000	1 шт.
Методика поверки	МП 206.1-055-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	АУВП.411711.ФСК.035.145.ПС-ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-055-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Сорочинская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 31.05.2020 г.

Основные средства 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 и/или МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3.. .35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ

2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;

- счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных серии Dialog ZMD - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 22 января 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии многофункциональных EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002», утвержденному Государственной службой метрологии Литовской Республики.
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99, утвержденному ФГУП «УНИИМ» в декабре 1999 г.
- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Сорочинская», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

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

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)

ИНН 7733157421

Адрес: 123007, г. Москва, улица 1-я Магистральная, дом 17, строение 5, этаж 3

Телефон: +7 (495) 620-08-38

Факс: +7 (495) 620-08-48

E-mail: eaudit@ackye.ru

Испытательный центр

Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Новосибирской области предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ состоит из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает 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;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОАО «РЖД», выполняющие функции сбора, хранения результатов измерений и их передачи на уровень ИВК;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД» на базе программного обеспечения (ПО) «Энергия Альфа 2», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия Альфа 2», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной среде виртуализации VMware VSphere, устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов (ИК) при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы УСПД ОАО «РЖД», где осуществляется формирование и хранение информации. Допускается опрос счетчиков любым УСПД в составе АИИС КУЭ с сохранением настроек опроса.

Далее по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные с УСПД передаются на сервер Центра сбора данных ОАО «РЖД», где осуществляется оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.

Передача информации об энергопотреблении от сервера Центра сбора данных ОАО «РЖД» на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 4. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-3, серверы точного времени Метроном-50М, приёмники сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования УССВ-35HVS и УССВ-16HVS, часы сервера центра сбора данных ОАО «РЖД», часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы УСПД и счётчиков.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе серверов точного времени (основного и резервного) типа Метроном-50М. В качестве дополнительного УССВ используется приёмник УССВ-16HVS. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера равна ±1 с (параметр программируемый).

Сервер центра сбора данных ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. В качестве дополнительного УССВ используется приёмник УССВ-35HVS. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).

УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от сервера Центра сбора данных ОАО «РЖД». Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

Счетчики синхронизируются от УСПД ОАО «РЖД». Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблицах 1-2.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Энергия Альфа 2
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 2.0.0.2
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)	17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrology.dll )	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 - 5.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 - 5.

Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики

Номер ИК	Наименование объекта учета	Состав ИК АИИС КУЭ
		Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №)		Обозначение, тип		ИВКЭ	ИВК
1	2	3		4		5	6
1	ТПС «Барабинск» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
2	ТПС «Барабинск» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
3	ТПС «Барабушка» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
4	ТПС «Барабушка» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	I<t0,2S Ктт=1000/5 №25433-03	А	ТЛО-10
				В	-
				С	ТЛО-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
5	ТПС «Болотная» 110/35/10/6кВ, ПВ1 6 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=6000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
6	ТПС «Болотная» 110/35/10/6кВ, ПВ2 6 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №9143-01	А	ТЛК10-6	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТЛК10-6
		К н	Кт=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70	А	НТМИ-6-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
7	ТПС «Болотная» 110/35/10/6кВ, ПВ3 6 кВ	н н	Кт=0,58 Ктт=1500/5 №47958-16	А	ТПОЛ
				В	ТПОЛ
				С	ТПОЛ
		К н	Кт=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70	А	НТМИ-6-66
				В
				С
		Счетчик	I<tC),2S/C),5 Ксч=1 №31857-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4
8	ТПС «Буготак» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87	А	НАМИ-10
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
9	ТПС «Буготак» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=600/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
10	ПС «Вокзальная» 110/10, Ф.1008 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=200/5 №2473-69	А	ТЛМ-10
				В	-
				С	ТЛМ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-B-3
11	ПС «Вокзальная» 110/10, Ф.1013 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=50/5 №1276-59	А	ТПЛ-10
				В	-
				С	ТПЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
12	ПС «Вокзальная» 110/10, Ф.1019 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=75/5 №1276-59	А	ТПЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12, Зав. № 0246 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	I<tC),2S/C),5 Ксч=1 №16666-97	EA02RAL-P1B-3
13	ПС «Вокзальная» 110/10, Ф.6071 6 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=600/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=6000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	I<tC),2S/C),5 Ксч=1 №16666-97	EA02RAL-P1B-3
14	ПС «Вокзальная» 110/10, яч.27, Ф.1017 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=100/5 №22192-07	А	ТПЛ-10-М
				В	-
				С	ТПЛ-10-М
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	I<tC),2S/C),5 Ксч=1 №16666-97	EA02RAL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
15	ПС «Вокзальная» 110/10, яч.32, Ф.1022 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=50/5 №1276-59	А	ТПЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-4
16	ПС «Вокзальная» 110/10, яч.33, Ф.1023 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=50/5 №1276-59	А	ТПЛ-10
				В	-
				С	ТПЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-4
17	ПС «Вокзальная» 110/10, яч.35, Ф.1025 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=50/5 №1276-59	А	ТПЛ-10
				В	-
				С	ТПЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-4

1	2	3		4		5	6
18	ТПС «Восточная» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
19	ТПС «Восточная» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
20	ТПС «Груздёвка» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-B-3

1	2	3		4		5	6
21	ТПС «Груздёвка» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
22	ТПС «Гусиный Брод» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
23	ТПС «Гусиный Брод» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-08	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

Приказ Росстандарта №1737 от 22.10.2020, https://oei-analitika.ru

1	2	3		4		5	6
27	ТПС «Дупленская» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №518-50	А	ТПОФ	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
28	ТПС «Дупленская» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
29	ТПС «Евсино» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=600/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
30	ТПС «Евсино» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=600/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
31	ТПС «Евсино» 110/35/10кВ, Ф2ВИПЭ 10 кВ (ПВ3)	н н	Кт=0,5 Ктт=1500/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 №16666-97	EA02RL-P1B-3
32	ТПС «Забулга» 110/6 кВ, Ввод 110 кВ Т-1	н н	Kr=0,2S Ктт=100/1 №52261-12	А	ТГФМ-110
				В	ТГФМ-110
				С	ТГФМ-110
		К н	Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6
33	ТПС «Забулга» 110/6 кВ, ТСН-1 0,22 кВ	н н	Kt=0,5S Ктт=150/5 №22656-02	А	Т-0,66	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	Т-0,66
				С	Т-0,66
		К н	-
		Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-4
34	ТПС «Зверобойка» 110/6 кВ, Т1 110 кВ	н н	Kt=0,2S Ктт=100/1 №36672-08	А	ТГФМ-110 II*
				В	ТГФМ-110 II*
				С	ТГФМ-110 II*
		К н	Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-08	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
35	ТПС «Зверобойка» 110/6 кВ, ТСН-1 0,23 кВ	н н	Kt=0,5S Ктт=300/5 №22656-02	А	Т-0,66
				В	Т-0,66
				С	Т-0,66
		К н	-
		Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RAL-B-4

1	2	3		4		5	6
36	ТПС «Изылинка» 110/35/10 кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
37	ТПС «Изылинка» 110/35/10 кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
38	ТПС «Инская» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

Kt=0,2S

Ктт=300/1

№36672-08

Кт=0,2

Ктн=110000/^3/100/^3

№24218-08

Kt=0,2S/0,5

Ксч=1 №31857-06

Kt=0,2S

Ктт=300/1 №36672-08

Кт=0,2

Ктн=110000/^3/100/^3

№24218-08

Kt=0,2S/0,5

Ксч=1 №31857-06

Продолжение таблицы 3

ТГФМ-110 II*

НАМИ-110 УХЛ1

A1802RALQ-P4BG-DW-4

ТГФМ-110 II*

НАМИ-110 УХЛ1

A1802RALQ-P4BG-DW-4

RTU-327,

Рег. № 19495-03

УСВ-3,

Рег. № 51644-12

Метроном-50М,

Рег. № 68916-17

1	2	3		4		5	6
45	ТПС «Иткуль» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №2473-69	А	ТЛМ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТЛМ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
46	ТПС «Иткуль» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1856-63	А	ТВЛМ-10
				В	-
				С	ТВЛМ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
47	ТПС «Кабаклы» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87	А	НАМИ-10
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
48	ТПС «Кабаклы» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87	А	НАМИ-10
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
49	ТПС «Кабинетное» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=750/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
50	ТПС «Кабинетное» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	I<tC),2S/C),5 Ксч=1 №16666-97	EA02RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
51	ТПС «Каратканск» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=600/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
52	ТПС «Каратканск» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
53	ТПС «Каргат» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
54	ТПС «Каргат» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
55	ТПС «Кирзинское» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
56	ТПС «Кирзинское» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
57	ТПС «Клубничная» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
58	ТПС «Клубничная» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
59	ТПС «Кожурла» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	I<tC),2S/C),5 Ксч=1 №16666-97	EA02RAL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
60	ТПС «Кожурла» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	ТПОЛ-10
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RAL-B-4
61	ТПС «Кокошино» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87	А	НАМИ-10
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
62	ТПС «Кокошино» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87	А	НАМИ-10
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
63	ТПС «Коченёво» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=750/5 №518-50	А	ТПОФ	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 №3344-04	А	ЗНОЛ.06
				В	ЗНОЛ.06
				С	ЗНОЛ.06
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
64	ТПС «Коченёво» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=750/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 №3344-04	А	ЗНОЛ.06
				В	ЗНОЛ.06
				С	ЗНОЛ.06
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
65	ТПС «Кошево» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1856-63	А	ТВЛМ-10
				В	-
				С	ТВЛМ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
66	ТПС «Кошево» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1856-63	А	ТВЛМ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТВЛМ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
67	ТПС «Кошкуль» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	I<tC),2S/C),5 Ксч=1 №16666-97	EA02RAL-P1B-3
68	ТПС «Кошкуль» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
69	ТПС «Лагунаки» 110/6 кВ, Ввод Т1 110 кВ	н н	I<t0,2S Ктт=100/1 №36672-08	А	ТГФМ-110 II*	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	ТГФМ-110 II*
				С	ТГФМ-110 II*
		К н	Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-08	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
70	ТПС «Лагунаки» 110/6 кВ, ТСН-1 0,23 кВ	н н	Kt=0,5S Ктт=150/5 №22656-02	А	Т-0,66
				В	Т-0,66
				С	Т-0,66
		К н	-
		Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-4
71	ТПС «Лесная поляна» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
72	ТПС «Лесная поляна» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=750/5 №518-50	А	ТПОФ	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
73	ТПС «Мошкарь» 110/6 кВ, Т1 110 кВ	н н	I<t0,2S Ктт=150/1 №53344-13	А	ТОГФМ-110
				В	ТОГФМ-110
				С	ТОГФМ-110
		К н	Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
74	ТПС «Мошкарь» 110/6 кВ, ТСН1 0,23 кВ	н н	Kr=0,5S Ктт=150/5 №22656-02	А	Т-0,66
				В	Т-0,66
				С	Т-0,66
		К н	-
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RAL-B-4

1	2	3		4		5	6
75	ТПС «Мошково» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №9143-06	А	ТЛК-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТЛК-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 №3344-04	А	ЗНОЛ.06
				В	ЗНОЛ.06
				С	ЗНОЛ.06
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
76	ТПС «Мошково» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №9143-06	А	ТЛК-10
				В	-
				С	ТЛК-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 №3344-04	А	ЗНОЛ.06
				В	ЗНОЛ.06
				С	ЗНОЛ.06
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
77	ТПС «Мурлыткино» 110/35/10 кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=600/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №16687-02	А	НАМИТ-10-2 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
78	ТПС «Мурлыткино» 110/35/10 кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №16687-02	А	НАМИТ-10-2 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
79	ТПС «Новогутово» 110/6 кВ, Т1-110 кВ	н н	Kr=0,2S Ктт=75/1 №52261-12	А	ТГФМ-110
				В	ТГФМ-110
				С	ТГФМ-110
		К н	Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №60353-15	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11	A1802RALXQ-P4GB-DW-4
80	ТПС «Новогутово» 110/6 кВ, ТСН1 0,22 кВ	н н	Kr=0,5S Ктт=150/5 №22656-02	А	Т-0,66
				В	Т-0,66
				С	Т-0,66
		К н	-
		Счетчик	Kr=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RAL-B-4

1	2		3		4		5	6
		«Краснозерское», ВЛ 220 кВ Краснозерская - Урожай (219)		Kt=0,2S	А	ТГФМ-220 II*
			н н	Ктт=500/1	В	ТГФМ-220 II*
	ПС 220 кВ			№36671-12	С	ТГФМ-220 II*
			К н	Кт=0,2	А	НАМИ-220 УХЛ1
81			К н	Ктн=220000/^3/100/^3	В	НАМИ-220 УХЛ1
				№20344-05	С	НАМИ-220 УХЛ1
			Счетчик	Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4
		«Краснозерское», ВЛ 220 кВ Световская -Краснозерская (217)		Kt=0,2S	А	ТГФМ-220 II*
			н н	Ктт=500/1	В	ТГФМ-220 II*
	ПС 220 кВ			№36671-12	С	ТГФМ-220 II*		УСВ-3,
				Кт=0,2	А	НАМИ-220 УХЛ1	RTU-327,	Рег. № 51644-12
82			К н	Ктн=220000/^3/100/^3	В	НАМИ-220 УХЛ1	Рег. № 19495-03	Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				№20344-05	С	НАМИ-220 УХЛ1
			Счетчик	Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4
	ТПС «Новосибирск-Главный» 6 кВ, ПВ1 6 кВ			Кт=0,5	А	ТПОЛ-10
			н н	Ктт=1000/5	В	-
				№1261-59	С	ТПОЛ-10
				Кт=0,5	А
83			К н	Ктн=6000/100	В	НТМИ-6-66
				№2611-70	С
			Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
84	ТПС «Новосибирск-Главный» 6 кВ, ПВ2 6 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70	А	НТМИ-6-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
85	ТПС «Обь» 110/10 кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=750/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 №3344-04	А	ЗНОЛ.06
				В	ЗНОЛ.06
				С	ЗНОЛ.06
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
86	ТПС «Обь» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=750/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 №3344-04	А	ЗНОЛ.06
				В	ЗНОЛ.06
				С	ЗНОЛ.06
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
87	ПС 220 кВ «Районная», ВЛ 220 кВ Урожай - Районная (221)	н н	Kt=0,2S Ктт=1000/1 №36671-08	А	ТГФМ-220 II*	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	ТГФМ-220 II*
				С	ТГФМ-220 II*
		К н	Кт=0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 №20344-05	А	НАМИ-220 УХЛ1
				В	НАМИ-220 УХЛ1
				С	НАМИ-220 УХЛ1
		Счетчик	Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4
88	ПС 220 кВ «Районная», ВЛ 220 кВ Районная - Валиханово (223)	н н	Kt=0,2S Ктт=1000/1 №36671-08	А	ТГФМ-220 II*
				В	ТГФМ-220 II*
				С	ТГФМ-220 II*
		К н	Кт=0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 №20344-05	А	НАМИ-220 УХЛ1
				В	НАМИ-220 УХЛ1
				С	НАМИ-220 УХЛ1
		Счетчик	Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
89	ТПС «Озеро Карачи» 110/35/10 кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Kt=0,5S Ктт=1000/5 №51623-12	А	ТОЛ-СЭЩ
				В	ТОЛ-СЭЩ
				С	ТОЛ-СЭЩ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №51621-12	А	НАЛИ-СЭЩ
				В
				С
		Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №31857-11	A1805RLQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6
90	ТПС «Ояш» 110/35/10 кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Kr=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
91	ТПС «Ояш» 110/35/10 кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Kr=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
92	ТПС «Ояш» 110/35/10 кВ, ПВ3 10 кВ	н н	Кт=0,58 Ктт=1000/5 №51679-12	А	ТОЛ-НТЗ-10
				В	ТОЛ-НТЗ-10
				С	ТОЛ-НТЗ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №31857-11	A1805RAL-P4G-DW-4

1	2	3		4		5	6
93	ТПС «Порос» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №2473-69	А	ТЛМ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТЛМ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
94	ТПС «Порос» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №2473-69, 1261-59	А	ТЛМ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
95	ТПС «Сады» 110/10 кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №2473-69	А	ТЛМ-10
				В	-
				С	ТЛМ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
96	ТПС «Сады» 110/10 кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №2473-69	А	ТЛМ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТЛМ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
97	ТПС «Секты» 110/6 кВ, Т1-110 кВ	н н	Kr=0,2S Ктт=50/1 №52261-12	А	ТГФМ-110
				В	ТГФМ-110
				С	ТГФМ-110
		К н	Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4
98	ТПС «Секты» 110/6 кВ, ТСН-1 0,22 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=150/5 №15174-06	А	ТОП-0,66
				В	ТОП-0,66
				С	ТОП-0,66
		К н	-
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-4

1	2	3		4		5	6
99	ТПС «Сельская» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
100	ТПС «Сельская» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
101	ТПС «Сеятель» 110/10 кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-08	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
102	ТПС «Сеятель» 110/10 кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-08	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
103	ТПС «Совхозная» 10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=600/5 №1856-63	А	ТВЛМ-10
				В	-
				С	ТВЛМ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
104	ТПС «Совхозная» 10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=600/5 №1856-63	А	ТВЛМ-10
				В	-
				С	ТВЛМ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
105	ТПС «Сокур» 110/35/6кВ, ПВ1 6 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70	А	НТМИ-6-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
106	ТПС «Сокур» 110/35/6кВ, ПВ2 6 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №2306-68	А	ТПЛК-10
				В	-
				С	ТПЛК-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70	А	НТМИ-6-66
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
107	ТПС «Тарышта» 110/6 кВ, Т1 110 кВ	н н	Kr=0,2S Ктт=100/1 №36672-08	А	ТГФМ-110 II*
				В	ТГФМ-110 II*
				С	ТГФМ-110 II*
		К н	Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-08	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6
108	ТПС «Тарышта» 110/6 кВ, ТСН1 0,23 кВ	н н	Kt=0,5S Ктт=150/5 №22656-02	А	Т-0,66	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	Т-0,66
				С	Т-0,66
		К н	-
		Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-4
109	ТПС «Татарская» 10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
110	ТПС «Татарская» 10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А	НТМИ
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
114	ТПС «Тихомирово» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
115	ТПС «Тогучин» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	I<tC),2S/C),5 Ксч=1 №16666-97	EA02RAL-P1B-3
116	ТПС «Тогучин» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=600/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
117	ТПС «Труновское» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87	А	НАМИ-10
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
118	ТПС «Труновское» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87	А	НАМИ-10
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
119	ТПС «Убинская» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
120	ТПС «Убинская» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
121	ТПС «Чаны» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
122	ТПС «Чаны» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
123	ТПС «Чахлово» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
124	ТПС «Чахлово» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
125	ТПС «Чебула» 110/10 кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
126	ТПС «Чебула» 110/10 кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
127	ТПС «Чемская» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
128	ТПС «Чемская» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=800/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №16687-02	А	НАМИТ-10-2 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
129	ТПС «Черепаново» 110/27,5/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Kt=0,2S Ктт=600/5 №25433-03	А	ТЛО-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТЛО-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
130	ТПС «Черепаново» 110/27,5/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=600/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
131	ТПС «Чертокулич» 110/6 кВ, Т1 110 кВ	н н	Kt=0,2S Ктт=100/1 №36672-08	А	ТГФМ-110 II*
				В	ТГФМ-110 II*
				С	ТГФМ-110 II*
		К н	Кт=0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 №24218-08	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6
132	ТПС «Чертокулич» 110/6 кВ, ТСН1 0,22 кВ	н н	Kt=0,5S Ктт=150/5 №22656-02	А	Т-0,66	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	Т-0,66
				С	Т-0,66
		К н	-
		Счетчик	Kt=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-4
133	ТПС «Чик» 110/35/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=750/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
134	ТПС «Чик» 110/35/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=750/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	-
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №20186-05	А	НАМИ-10-95 УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кт=0,58/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
135	ТПС «Чулымская» 110/10кВ, ПВ1 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Kr=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
136	ТПС «Чулымская» 110/10кВ, ПВ2 10 кВ	н н	Кт=0,5 Ктт=1000/5 №1261-59	А	ТПОЛ-10
				В	-
				С	ТПОЛ-10
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-69	А	НТМИ-10-66У3
				В
				С
		Счетчик	Kr=0,5S/1 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
137	ПС 220 кВ «Зубково», ВЛ 220 кВ Урываево - Зубково (218)	н н	Kr=0,2S Ктт=600/1 №36671-08	А	ТГФМ-220 II*
				В	ТГФМ-220 II*
				С	ТГФМ-220 II*
		К н	Кт=0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 №20344-05	А	НАМИ-220 УХЛ1
				В	НАМИ-220 УХЛ1
				С	НАМИ-220 УХЛ1
		Счетчик	Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6
138	ПС 220 кВ «Зубково», ВЛ 220 кВ Зубково - Урожай (220)	н н	Kt=0,2S Ктт=600/1 №36671-08	А	ТГФМ-220 II*	RTU-327, Рег. № 19495-03	УСВ-3, Рег. № 51644-12 Метроном-50М, Рег. № 68916-17
				В	ТГФМ-220 II*
				С	ТГФМ-220 II*
		К н	Кт=0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 №20344-05	А	НАМИ-220 УХЛ1
				В	НАМИ-220 УХЛ1
				С	НАМИ-220 УХЛ1
		Счетчик	Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №31857-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4
Примечания: 1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 4 метрологических характеристик. 3 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов. 4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 4 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±6), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±6), %
1 - 3, 5, 6, 9 - 11, 15 - 25, 27 -30, 36 - 42, 45, 46, 49,51 - 58, 60, 63 - 66, 68, 71, 72, 75 - 78,	Активная	1,2	5,7
83 - 86, 90, 91, 93 - 96, 99 - 106,	Реактивная	2,5	3,5
109, 110, 113, 114, 116, 119 -	Реактивная	2,5	3,5
128, 130, 133 - 136
	Активная	1,0	2,8
4, 129	Реактивная	1,8	4,0
7	Активная	1,1	4,8
7	Реактивная	2,3	2,9
8, 47, 48, 61, 62, 111, 112, 117,	Активная	1,0	5,6
118	Реактивная	2,2	3,4
	Активная	1,1	5,5
12, 13, 14, 26, 31, 50, 59, 67, 115	Реактивная	2,3	2,7
32, 34, 69, 73, 79, 88, 97, 107,	Активная	0,5	2,0
131	Реактивная	1,1	2,0
	Активная	1,0	5,0
33, 35, 70, 74, 80, 108, 132	Реактивная	2,1	4,4
	Активная	0,5	2,0
43, 44, 81, 82, 87, 137, 138	Реактивная	1,1	2,1
	Активная	1,2	5,1
89, 92	Реактивная	2,5	4,0
	Активная	1,0	5,6
98	Реактивная	2,1	3,4
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с		±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии
(получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие P = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)%			1ном COSф = 0,5инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс
5 до плюс 35°С.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности cos9	0,87
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 30206-94	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ 31819.23-2012, ТУ 4228-011-29056091-11	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83, ТУ 4228-011-29056091-05	от +18 до +23
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности, cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН	от -40 до +35
- для счетчиков	от -40 до +65
- для УСПД	от 0 до +75
- для УСВ-3	от -25 до +60
- для Метроном-50М	от +15 до +30
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электроэнергии ЕвроАльфа:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД RTU-327
- наработка на отказ, ч, не менее	35000
- время восстановления, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1

Продолжение таблицы 5

Глубина хранения информации

ИИК:

- счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

ИВКЭ:

- УСПД RTU-327

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком; Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- серверов;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- установка пароля на счетчики электрической энергии;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на серверы. Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована). Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформаторы тока	ТГФМ-220 II*	18 шт.
Трансформаторы тока	ТГФМ-110	9 шт.
Трансформаторы тока	ТГФМ-110 II*	18 шт.
Трансформаторы тока	ТОГФМ-110	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВЛМ-10	10 шт.
Трансформаторы тока	ТЛК-10	4 шт.
Трансформаторы тока	ТЛК10-6	2 шт.
Трансформаторы тока	ТЛМ-10	13 шт.
Трансформаторы тока	ТЛО-10	4 шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ-10	3 шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ	3 шт.
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией	ТПЛ-10	10 шт.
Трансформаторы тока	ТПЛ-10-М	2 шт.
Трансформаторы тока	ТПЛК-10	2 шт.
Трансформаторы тока	ТПОЛ	3 шт.
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	150 шт.
Трансформаторы тока	ТПОФ	26 шт.
Трансформаторы тока	Т-0,66	21 шт.
Трансформаторы тока	ТОП-0,66	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	18 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОГ	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	30 шт.
Трансформаторы напряжения измерительные	ЗНОЛ.06	18 шт.
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы	НАЛИ-СЭЩ	1 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	9 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	42 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ	11 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66, НТМИ-10- 66У3	27 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	5 шт.
Счетчики электроэнергии многофункциональные	ЕвроАЛЬФА	119 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазны многофункциональные	Альфа А1800	19 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-327	3 шт.
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1 шт.
Сервер точного времени	Метроном-50М	2 шт.
Методика поверки	МП-312235-098-2020	1 экз.
Формуляр	13526821.4611.140.ЭД.ПФ	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-098-2020 «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Новосибирской области, утвержденному ООО «Энергокомплекс»» 26.05.2020 г.

Основные средства 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 и/или МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков электрической энергии ЕвроАльфа (рег. № 16666-97) - в соответствии с методикой поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (рег. № 31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RTU-327 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учёта электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г. ;
- устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- серверов точного времени Метроном-50М - в соответствии с документом М0050-2016-МП «Сервер точного времени Метроном-50М. Методика поверки», утвержденному ФГБУ «ГНМЦ» Минобороны России 10.04.2017 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Новосибирской области, аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Новосибирской области

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

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)

ИНН 7706284124

Адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский проспект, д. 42, стр. 3

Телефон: +7 (495) 926-99-00

Факс: +7 (495) 280-04-50

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, 2 Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail: encomplex@yandex.ru

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «22» октября 2020 г. № 1737

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС Машук

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС Машук (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTS (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервере баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС Машук ПАО «ФСК ЕЭС».

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

Программное обеспечение

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные	DataServer.exe, DataServer USPD.exe
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

№ ИК	Диспетчерское наименование точки учёта	Состав ИК АИИС КУЭ				Вид электроэнергии
№ ИК	Диспетчерское наименование точки учёта	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	Вид электроэнергии
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 330 кВ Машук, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Машук- Железноводск (Л-306)	ТВ-35 кл.т. 0,5S Ктт=400/1 рег. № 64181-16	ф. А НОЛ-СЭЩ-35-IV кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 рег. № 49225-12 ф. В,С НОЛ-СЭЩ-35-ГУ-2 кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 рег. № 71706-18	A1805RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11	RTU-325 рег. № 37288-08	активная реактивная
2	ПС 330 кВ Машук, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Машук-Скачки- 1 (Л-302)	ТВ-35 кл.т. 0,5S Ктт=400/1 рег. № 64181-16	ф. А НОЛ-СЭЩ-35-IV кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 рег. № 49225-12 ф. В,С НОЛ-СЭЩ-35-ГУ-2 кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 рег. № 71706-18	A1805RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11	RTU-325 рег. № 37288-08	активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
3	ПС 330 кВ Машук, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Машук-ПС 8 (Л-304)	ТВ-35 кл.т. 0,5S Ктт=300/1 рег. № 64181-16	ф. А НОЛ-СЭЩ-35-IV кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 рег. № 49225-12 ф. В,С НОЛ-СЭЩ-35-ГУ-2 кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 рег. № 71706-18	A1805RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11		активная реактивная
4	ПС 330 кВ Машук, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Машук-Тяговая (Л-301)	ТВ-35 кл.т. 0,5S Ктт=600/1 рег. № 64181-16	НАЛИ-СЭЩ кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 рег. № 51621-12	A1805RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11	RTU-325 рег. № 37288-08	активная реактивная
5	ПС 330 кВ Машук (330/110/35/10 кВ), ОРУ-35 кВ 1 СШ, КЛ-35 кВ Машук - Белая Ромашка (КЛ-300)	ТВ-35 кл.т. 0,5S Ктт=600/1 рег. № 64181-16	ф. А НОЛ-СЭЩ-35-IV кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 рег. № 49225-12 ф. В,С НОЛ-СЭЩ-35-ГУ-2 кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 рег. № 71706-18	A1805RALQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11		активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
6	ПС 330 кВ Машук (330/110/35/10 кВ), ОРУ-35 кВ 2 СШ, КЛ-35 кВ Машук - Белая Ромашка (КЛ-307)	ТВ-35 кл.т. 0,5S Ктт=600/1 рег. № 64181-16	НАЛИ-СЭЩ кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 рег. № 51621-12	A1805RALQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11	RrU-325 рег. № 37288-08	активная реактивная
7	ЗРУ10 кВ (яч. №30) КЛ 10 кВ (яч. №30)	ТОЛ-СЭЩ кл.т. 0,5S Ктт=200/5 рег. № 51623-12	НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 20186-05	A1805RALQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11		активная реактивная
8	ЗРУ10 кВ (яч.№29) КЛ 10 кВ (яч.№29)	ТОЛ-СЭЩ кл.т. 0,5S Ктт=200/5 рег. № 51623-12	НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег. № 20186-05	A1805RALQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11		активная реактивная
Примечания: 1 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы основной относительной погрешности ИК (±J), %				Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±J), %
		cos ф = 1,0	cos ф = 0,8		cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8		cos ф = 0,5
1 - 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	2,1	2,7		4,9	2,4	3,0		5,1
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,2	1,7		3,1	1,7	2,2		3,4
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,0	1,3		2,3	1,6	1,9		2,7
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,0	1,3		2,3	1,6	1,9		2,7
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы основной относительной погрешности ИК (±J), %				Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±J), %
		cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)		cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)		cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)		cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)
1 - 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	4,1		2,5		5,1		3,9
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,8		1,9		4,2		3,5
	0,21н1 < I1 < 1н1	2,1		1,5		3,7		3,4
	1н1 < I1 < 1,21н1	2,1		1,5		3,7		3,4
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с		5
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности cos9	0,8
температура окружающей среды °C:	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(2) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ, ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от -40 до +65
- для УСПД	от -10 до +60
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электрической энергии Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации
счетчики электрической энергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной
за месяц, сут, не менее	45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

-резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-параметрирования;

-пропадания напряжения;

-коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-счетчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-УСПД;

наличие защиты на программном уровне:

-пароль на счетчике;

-пароль на УСПД;

Возможность коррекции времени в:

-счетчиках (функция автоматизирована);

-УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформатор тока	ТВ-35-ХУ-02	18 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ	6 шт.
Трансформатор напряжения	НОЛ-СЭЩ-35-IV	1 шт.
Трансформатор напряжения	НОЛ-СЭЩ-35-ГУ-2	2 шт.
Трансформатор напряжения	НАЛИ-СЭЩ	1 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	2 шт.
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Альфа А1800	8 шт.
УСПД	RPU-325	1 шт.
Методика поверки	МП-312235-088-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	32-АКУ.ФП	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-088-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС Машук. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 31.01.2020 г.

Основные средства 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 и/или по МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, Методика поверки и/или МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- для УСПД RrU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС Машук

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

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

Изготовитель

ИНН 4716016979

Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А

Телефон: +7 (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-сайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «РусЭнергоПром»

(ООО «РусЭнергоПром»)

ИНН 7725766980

Адрес: 117218, г. Москва, ул. Большая Черёмушкинская, д. 25, стр. 97, этаж 3, к. 309

Телефон/факс: +7 (499) 397-78-12/753-06-78

E-mail: info@rusenprom.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

ИНН 7444052356

Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, 2 Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail: encomplex@yandex.ru

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Владикавказ-2» (ВЛ 330 кВ «Зарамагская ГЭС-1 -Владикавказ-2» и ОВ-330 кВ) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС) Северо-Запада, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 330 кВ Владикавказ-2 ПАО «ФСК ЕЭС».

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)	DataServer.exe, DataServer_U SPD.exe

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД
1	2	3	4	5	6
1	ВЛ 330 кВ «Зарамагская ГЭС-1 - Владикавказ-2»	ВСТ; 1000/1 А Кл. т. 0,2S. Госреестр 1786910	ТЕМР 362; 330000/V3 - 100/\3 В Кл. т. 0.2; Госреестр 51897-12	A1802RALQ- P4GB-DW-4; 1ном=1 А; Кл. т. 0,2S/0,5, Госреестр 31857-11	RTU-325H Госреестр № 37288-08
2	ОВ 330 кВ	ВСТ; 2000/1 А Кл. т. 0,2S. Госреестр 1786910 ф. А, В, С	ТЕМР 362; 330000/V3 - 100/\3 В Кл. т. 0,2; Госреестр 51897-12 ф. А, В, С	ZMD402CT41.04 57 S3. 1ном=1 А; Кл. т. 0,2S/0,5, Госреестр 53319-13	RTU-325H Госреестр № 37288-08

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 о/о^зм^т⁰/»	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,0	0,6	0,5	0,5
	0,8	1,1	0,8	0,6	0,6
	0,5	1,8	1,3	0,9	0,9
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		12% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<IиЗM<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	1,8	1,4	1,0	1,0
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,5	0,9	0,8	0,8
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<IиЗM<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,2	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	1,9	1,4	1,1	1,1
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<IиЗM<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,2	1,9	1,6	1,6
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,9	1,5	1,4	1,4

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Д), с 5

Примечания

1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируется от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и 52%q для cos9<1,0 нормируется от 12%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной и реактивной энергии	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -40 до +50
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	75000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ВСТ	6 шт.
Трансформатор напряжения	ТЕМР 362	12 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	1 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	ZMD402	1 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325H	1 шт.
Формуляр	1/23/10-2018-В.ФО	1 шт.
Методика поверки	МП 206.2-106-20	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.2-106-20 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Владикавказ-2» ВЛ 330 кВ «Зарамагская ГЭС-1 - Владикавказ-2» и ОВ-330 кВ). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 15 июня 2020 г.

Основные средства поверки:

- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

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) ПС 330 кВ «Владикавказ-2» (ВЛ 330 кВ «Зарамагская ГЭС-1 - Владикавказ-2» и ОВ-330 кВ) аттестованная ООО СтандартЭС, аттестат аккредитации RA.RU.312818 от 31.10.2019 года.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Владикавказ-2» (ВЛ 330 кВ «Зарамагская ГЭС-1 - Владикавказ-2» и ОВ-330 кВ)

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

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Научное производственное подразделение

ЮгОРГРЭС» (ООО «НПП ЮгОРГРЭС»)

ИНН 2312261587

Адрес: 350058 г. Краснодар, ул. Старокубанская, 116, оф.3/6

Телефон: +7 (861) 234-03-04

Факс: +7 (861) 234-05-25

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Инжениринговый центр Энергострой»

(ООО «ИЦ Энергострой»)

ИНН 7727666050

Адрес: 115598, г.Москва, 1-й Дербеневский пер., д 5, оф. 202

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Телефон (факс): +7 (495) 437-55-77 / 437-56-66

E-mail: office@vniims.ru

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую (двухуровневую для ИИК 16-17 и трехуровневую для ИИК 1-15) автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи (для ИИК 1-17).
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и коммутационное оборудование (для ИИК 1-15).
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений, сервер точного времени, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных (для ИИК 1-17).

Измерительные каналы (ИК) состоят из двух (ИИК 16-17) и трех (ИИК 1-15) уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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.

Каждые 30 минут УСПД (для ИИК 1-15) и сервер базы данных (Сервер БД) (для ИИК 16-17) производят опрос всех подключенных к ним цифровых счетчиков ИК. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД и сервера БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее накопление.

Передача накопленных данных с УСПД на сервер БД происходит по проводным линиям связи.

Сервер базы данных, с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе серверов точного времени ССВ-1Г (основной и резервный).

Сличение сервера БД с сервером точного времени происходит с периодичностью 1 раз в 30 минут. Коррекция часов сервера БД выполняется при расхождении времени с сервером точного времени более чем на ±1 с (программируемый параметр). Синхронизация времени УСПД от сервера БД происходит с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция производится при расхождении времени более чем на ±1 с (программируемый параметр). Время счетчиков ИИК 1-15 синхронизируется от УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция времени счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр). Время счетчиков ИИК 16-17 синхронизируется от сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция времени счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с (программируемый параметр).

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР».

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР», указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 15.10.03
Цифровой идентификатор ПО	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ

Бурейская ГЭС, ГА1

(15,75 кВ)

GSR

Кл.т. 0,2

Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03

UGE 17,5 B3

Кл.т. 0,2

Ктн = 15750/^3/100/^3

Рег. № 78692-20

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

RTU-327

Рег. №

41907-09/

ССВ-1Г

Рег. №

39485-08

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ГА2

(15,75 кВ)

GSR

Кл.т. 0,2

Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03

UGE 17,5 B3

Кл.т. 0,2

Ктн = 15750/^3/100/^3

Рег. № 78692-20

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ГА3

(15,75 кВ)

GSR

Кл.т. 0,2

Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03

UGE 17,5 B3

Кл.т. 0,2

Ктн = 15750/^3/100/^3

Рег. № 78692-20

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ГА4

(15,75 кВ)

GSR

Кл.т. 0,2

Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03

UGE 17,5 B3

Кл.т. 0,2

Ктн = 15750/^3/100/^3

Рег. № 78692-20

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ГА5 (15,75 кВ)

GSR

Кл.т. 0,2 Ктт = 16000/5 Рег. № 25477-03

UGE 17,5 B3

Кл.т. 0,2

Ктн = 15750/^3/100/^3

Рег. № 78692-20

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

RTU-327

Рег. №

41907-09/

ССВ-1Г

Рег. №

39485-08

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ГА6 (15,75 кВ)

GSR

Кл.т. 0,2 Ктт = 16000/5

Рег. № 25477-03

UGE 17,5 B3 Кл.т. 0,2

Ктн = 15750/^3/100/^3

Рег. № 78692-20

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, РУ-500 кВ, ВЛ-500кВ Бурейская ГЭС-Амурская

JK ELK CB/3

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 28007-04

НДЕ-М-500

Кл.т. 0,2

Ктн = 500000/^3/100^3 Рег. № 26197-03

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, РУ-500 кВ, ВЛ-500кВ Бурейская ГЭС-Хабаровская №1

JK ELK CB/3

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 28007-04

НДЕ-М-500

Кл.т. 0,2

Ктн = 500000/^3/100^3

Рег. № 26197-03

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, РУ-500 кВ, ВЛ-500кВ Бурейская ГЭС-Хабаровская №2

JK ELK CB/3

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 28007-04

НДЕ-М-500

Кл.т. 0,2

Ктн = 500000/^3/100^3 Рег. № 26197-03

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220кВ Бурейская ГЭС - Завитая I цепь

ТВ-220

Кл.т. 0,2

Ктт = 1200/1 Рег. № 20644-03

СРВ-245

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000/^3/100^3

Рег. № 15853-06

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220кВ Бурейская ГЭС - Завитая II цепь

ТВ-220

Кл.т. 0,2

Ктт = 1200/1

Рег. № 20644-03

СРВ-245

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000/^3/100^3

Рег. № 15853-06

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

RTU-327 Рег. № 41907-09/

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ОРУ-

220 кВ, ВЛ 220 кВ

Бурейская ГЭС -Талакан №1 с отпайкой на ПС Куруктачи

ТВ-220

Кл.т. 0,2

Ктт = 600/1

Рег. № 20644-03

СРВ-245

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000/^3/100^3

Рег. № 15853-06

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ОРУ-

220 кВ, ВЛ 220 кВ

Бурейская ГЭС -Талакан №2 с отпайкой на ПС Куруктачи

ТВ-220

Кл.т. 0,2

Ктт = 600/1

Рег. № 20644-03

СРВ-245

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000/^3/100^3

Рег. № 15853-06

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ОРУ-

220 кВ, ОВ1 220 кВ

ТВ-220

Кл.т. 0,2

Ктт = 1200/1

Рег. № 20644-03

СРВ-245

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000/^3/100^3

Рег. № 15853-06

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Бурейская ГЭС, ОРУ-

220 кВ, ОВ2 220 кВ

ТВ-220

Кл.т. 0,2

Ктт = 1200/1

Рег. № 20644-03

СРВ-245

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000/^3/100^3

Рег. № 15853-06

A1802RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

ПС 35 кВ №4, ЗРУ-6

кВ, 1с.ш., яч. №8

ТОЛ 10ХЛ3

Кл.т. 0,5

Ктт = 200/5 Рег. № 7069-82

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094-87

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-11

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

Активная

Реактивная

ПС 35 кВ №4, ЗРУ-6

кВ, 2с.ш., яч. №12

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт = 200/5

Рег. № 7069-07

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094-87

A1805RAL-P4GB-DW-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

Примечания:

1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
2 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 3 метрологических характеристик.
3 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичное утвержденного типа.
4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±6), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±6), %
	Активная	0,5	2,2
1 - 6, 10 - 15	Реактивная	1,1	2,1
	Активная	0,5	2,1
7 - 9	Реактивная	1,1	2,3
	Активная	1,0	5,8
16, 17	Реактивная	2,2	4,5
Пределы допускаемой погрешности		±5
СОЕВ, с		±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие P =	0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Ком, cos9 = 0,5 и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус
10 до плюс 30 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды ,°C	от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для УССВ	от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +40 от -40 до +65 от +1 до +50 от +5 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД RTU-327
- наработка на отказ, ч, не менее
- время восстановления, ч, не более

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

120000

35000

0,99

Глубина хранения информации

ИИК:

- счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

ИВКЭ:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее

3,5

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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- 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 состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформаторы тока	GSR	18 шт.
Трансформаторы тока	JK ELK CB/3	9 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-220	18 шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ-10	4 шт.
Трансформаторы напряжения	UGE 17,5 B3	18 шт.
Трансформаторы напряжения	НДЕ-М-500	9 шт.
Трансформаторы напряжения	СРВ-245	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	2 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные	Альфа А1800	17 шт.
Устройства сбора и передачи данных	RTU-327	1 шт.
Сервер синхронизации времени	ССВ-1Г	2 шт.
Методика поверки	МП-312235-100-2020	1 экз.
Формуляр	НТАС.422231.004.ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-100-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 26.03.2020 г.

Основные средства 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 и/или МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя, МИ 2982-2006 ГСИ. Трансформаторы напряжения измерительные 500/V3...750/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- УСПД RTU-327 - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- серверов синхронизации времени ССВ-1Г - в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ФГУП «ЦНИИС» в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС»

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

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

Изготовитель

Филиал Публичного акционерного общества «Федеральная гидрогенерирующая компания-РусГидро» — «Бурейская ГЭС»

(Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС»)

Адрес: 676730, Амурская область, пос. Талакан

Телефон: +7 (416) 342-83-33

E-mail: burges@rushydro.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «РусЭнергоПром»

(ООО «РусЭнергоПром»)

ИНН 7725766980

Адрес: 117218, г. Москва, ул. Большая Черёмушкинская, д. 25, стр. 97, этаж 3, к. 309

Телефон: +7 (499) 397-78-12

Факс: +7 (499) 753-06-78

E-mail: info@rusenprom.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, 2 Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail: encomplex@yandex.ru

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «22» октября 2020 г. № 1737

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Стройсервис» (третья очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Стройсервис» (третья очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени технологическими объектами АО «Стройсервис» (третья очередь), сбора, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (БД), программное обеспечение (ПО) «Энергосфера», автоматизированное рабочее место энергетика (АРМ энергетика), каналообразующую аппаратуру и 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 счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя активная электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. 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 минут.

Для измерительных каналов (ИК) №№ 13 - 16 по запросу или в автоматическом режиме (каждые 30 мин.) цифровой сигнал со счетчика по линиям связи поступает на УСПД, где собранная информация консолидируется и по автоматическим запросам передается на сервер АИИС КУЭ уровня ИВК (не менее 1 раза в сутки). Для остальных ИК каждые 30 минут сервер АИИС КУЭ уровня ИВК проводит опрос счётчиков. Полученная информация от счетчиков и УСПД записывается в память сервера БД, где осуществляется вычисление электроэнергии с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и оформление справочных и отчетных документов.

Уровень ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в виде xml-файлов формата 80020 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. Отчеты отправляются на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка отправляет с использованием электронной подписи (ЭП) данные отчеты в формате XML по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС», филиалы АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.

Передача документов с результатами измерений, данными о состоянии средств и объектов измерений в виде xml-файлов формата 80020 производится по электронной почте потребителям информации до 12 часов по времени ценовой зоны, рабочего дня, следующего за операционными сутками.

Результаты измерений передаются в целых кВт^ч (квар^ч). При этом необходимо использовать следующие правила округления - дробный результат измерений на интервале измерений округляется до целых кВт^ч (квар^ч) по алгебраическим правилам округления. Если десятичная часть больше или равна 5, то результат округляется в большую сторону, если меньше - то в меньшую. При этом разница между не округленным значением и округленным прибавляется к результату измерений на следующем интервале с сохранением знака. Если применяется алгоритм приведения точек измерений к точкам поставки, то округление необходимо производить после применения этого алгоритма.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя часы УСПД, сервера и счетчиков электрической энергии. СОЕВ предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). Для синхронизации времени по ИК №№ 13-16 и компьютера сервера БД используется УСПД ЭКОМ-3000. Синхронизация времени счетчиков по ИК № 15 и № 16 выполняется по внутреннему времени УСПД ЭКОМ-3000, установленного на энергообъекте ПС 35/6 кВ «Октябрьская». Синхронизация времени счетчиков по ИК № 13, № 14 и компьютера сервера БД выполняется по внутреннему времени УСПД ЭКОМ-3000, установленного на энергообъекте ПС 110/6 кВ «Убинская». Синхронизация внутреннего времени УСПД ЭКОМ-3000 осуществляется от встроенного источника точного времени ГЛОНАСС/GPS. Коррекция внутреннего времени УСПД ЭКОМ-3000 по источнику точного времени с использованием PPS сигнала происходит при расхождении ±0,001 с. УСПД автоматически осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД ЭКОМ-3000 выполняется один раз в сутки, корректировка времени происходит при расхождении времени счетчиков и УСПД ±1 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется при расхождении часов компьютера сервера БД и внутреннего времени УСПД ЭКОМ-3000 более чем на ±1 с. Синхронизация времени счетчиков по ИК №№ 1-12 происходит от компьютера сервера БД. Сравнение времени часов счетчиков с временем сервера БД происходит в каждом сеансе связи счетчика и ИВК, коррекция производится не чаще одного раза в сутки (свойство применяемого счетчика) при расхождении часов на значение, превышающее ±2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут.

Журналы событий счетчиков и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ПК «Энергосфера» представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Наименование ПО	ПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер ПО)	1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

аблица 2 - Состав ИК

Номер и наименование ИК		Состав измерительного канала
Номер и наименование ИК		ТТ	ТН	Счётчик	УСПД	ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 35/6 кВ «Романовская», ОРУ-35 кВ, Ввод № 1 35 кВ	ТВ35-П КТ 0,5 Ктт 200/5 рег. № 19720-00	НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 Ктн 35000/100 рег. № 19813-05	СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 27524-04	-	HP ProLiant DL160
2	ПС 35/6 кВ «Романовская», ОРУ-35 кВ, Ввод № 2 35 кВ	ТВ35-П КТ 0,5 Ктт 200/5 рег. № 9720-00	НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 Ктн 35000/100 рег. № 19813-05	СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 27524-04	-
3	ПС 110/6 кВ «Г усинская», ОРУ-110 кВ, Ввод № 1 110 кВ	ТОГФ-110 КТ 0,5S Ктт 75/5 рег. № 61432-15	НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 рег. № 24218-13	СЭТ-4ТМ.03М. 01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-12	-
4	ПС 110/6 кВ «Г усинская», ОРУ-110 кВ, Ввод № 2 110 кВ	ТОГФ-110 КТ 0,5S Ктт 75/5 рег. № 61432-15	НАМИ-110 УХЛ1 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 рег. № 24218-13	СЭТ-4ТМ.03М. 01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-12	-
5	ПС 35/6 кВ «Калачевская», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 2	ТОЛ-СВЭЛ-10 КТ 0,5S Ктт 200/5 рег. № 42663-09	ЗНОЛП.4-6 КТ 0,2 Ктн 6300/^3/100/^3 рег. № 46738-11	СЭТ-4ТМ.02М. 03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-12	-
6	ПС 35/6 кВ «Калачевская», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 19	ТОЛ-СВЭЛ-10 КТ 0,5S Ктт 100/5 рег. № 42663-09	ЗНОЛП.4-6 КТ 0,2 Ктн 6300/^3/100/^3 рег. № 46738-11	СЭТ-4ТМ.02М. 03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-12	-
7	ПС 35/6 кВ	ТЛШ-10	НАМИТ-10-2	СЭТ-4ТМ.03.03	-

«Березовская»,

ЗРУ-6 кВ, Ввод № 1 6 кВ

КТ 0,5S

Ктт 2000/5 рег. № 11077-07

КТ 0,5

Ктн 6000/100 рег. № 16687-07

КТ 0,5S/1,0 рег. № 27524-04

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
8	ПС 35/6 кВ «Березовская», ЗРУ-6 кВ, Ввод № 2 6 кВ	ТЛШ-10 КТ 0,5S Ктт 2000/5 рег. № 11077-07	НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 6000/100 рег. № 16687-07	СЭТ-4ТМ.03.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 27524-04	-	HP ProLiant DL160
9	ПС 35/6 кВ «Березовская», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 17	ТЛК-10 КТ 0,5 Ктт 100/5 рег. № 9143-06	НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 6000/100 рег. № 16687-07	СЭТ-4ТМ.03.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 27524-04	-
10	ПС 35/6 кВ «Березовская», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 18	ТЛК-10 КТ 0,5S Ктт 300/5 рег. № 9143-06	НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 6000/100 рег. № 16687-07	СЭТ-4ТМ.03.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 27524-04	-
11	ПС 35/6 кВ «Матюшинская», ЗРУ-6 кВ, Ввод № 1 6 кВ	ARJP3/N2J КТ 0,5 Ктт 1250/5 рег. № 50463-12	VRQ3n/S2 КТ 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 рег. № 50606-12	СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-12	-
12	ПС 35/6 кВ «Матюшинская», ЗРУ-6 кВ, Ввод № 2 6 кВ	ТЛО-10 КТ 0,5 Ктт 1250/5 рег. № 25433-11	VRQ3n/S2 КТ 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 рег. № 50606-12	СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-12	-
13	ПС 110/6 кВ «Убинская», ОРУ-110 кВ, Ввод № 1 110 кВ	ТВ-110* КТ 0,2S Ктт 150/5 рег. № 60746-15	ЗНГА-5-110-Ш-ХЛ1 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 рег. № 60290-15	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 рег. № 36697-12	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14
14	ПС 110/6 кВ «Убинская», ОРУ-110 кВ, Ввод № 2 110 кВ	ТВ-110* КТ 0,2S Ктт 150/5 рег. № 60746-15	ЗНГА-5-110-Ш-ХЛ1 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 рег. № 60290-15	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 рег. № 36697-12	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14
15	ПС 35/6 кВ «Октябрьская», ЗРУ-35 кВ, яч. 8, Ввод № 1 35 кВ	ТОЛ-НТЗ-35 КТ 0,5S Ктт 100/5 рег. № 69606-17	НАЛИ-НТЗ-35 КТ 0,5 Ктн 35000/100 рег. № 70747-18	СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14
16	ПС 35/6 кВ «Октябрьская», ЗРУ-35 кВ, яч. 1, Ввод № 2 35 кВ	ТОЛ-НТЗ-35 КТ 0,5S Ктт 100/5 рег. № 69606-17	НАЛИ-НТЗ-35 КТ 0,5 Ктн 35000/100 рег. № 70747-18	СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-12	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

Примечания

1 Допускается замена измерительных ТТ и 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.
2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном в АО «Стройсервис» порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Метрологические характер
Номер ИК	Коэффициент мощности, COSф	Границы интервала до измерении активно _А эксплуатации (± 8 _w),
		I, 1 % от 1ном (1% < I < 5 %)	I, 5 % (5 % < I
12 9 11 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)	1	-	±2
	0,5инд. (0,8емк.)	-	±5
13, 14 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)	1	±1,0	±0
	0,5инд. (0,8емк.)	±2,1	±1
3, 4, 5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5S)	1	±2,1	±1
	0,5инд. (0,8емк.)	±5,5	±2
7, 8, 10, 15, 16 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч. 0,5S)	1	±2,1	±1
	0,5инд. (0,8емк.)	±5,6	±3
Метрологические характери
Номер ИК	Коэффициент мощности, COSф (МПф)	Границы интервала до измерении реактивн _Р эксплуатации (± 8 w ),
		I, 5 % от 1ном (5 % < I < 20 %)
12 9 11 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 1,0)	0,87 (0,5)	±6,0
	0,97 (0,25)	-
13, 14 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч. 0,5)	0,87 (0,5)	±2,9
	0,97 (0,25)	-
3, 4, 5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч. 1,0)	0,87 (0,5)	±3,8
	0,97 (0,25)	-
7, 8, 10, 15, 16 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч. 1,0)	0,87 (0,5)	±3,9
	0,97 (0,25)	-
Примечание - характеристики погрешност (получасовой)

истики ИК (активная энергия)
спускаемой относительной погрешности ИК при й электрической энергии в рабочих условиях %, при доверительной вероятности, равной 0,95
от 1ном < 20 %)	I, 20 % от Ьюм (20 % < I < 100 %)		I, 100 (120) % от Ьом (100 % < I < 120 %)
-,0	±1,4		±1,2
,5	±3,2		±2,6
),7	±0,6		±0,6
,2	±1,1		±1,1
,3	±1,1		±1,1
-,8	±2,3		±2,3
,4	±1,2		±1,2
,0	±2,6		±2,6
стики И	< (реактивная энергия)
спускаемой относительной погрешности ИК при ой электрической энергии в рабочих условиях %, при доверительной вероятности, равной 0,95
I, 20 % от 1ном (20 % < I < 100 %)		I, 100 (120) % от Ьом (100 % < I < 120 %)
±4,0		±3,5
±6,5		±4,9
±2,9		±2,9
±2,5		±2,5
±3,3		±3,3
±4,4		±4,4
±3,5		±3,5
±4,9		±4,9
ги ИК даны для измерения электроэнергии

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	16
Нормальные условия:
- напряжение, % от Uном	от 98 до 102
- ток, % от 1ном	от 20 до 100
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cоsф	0,9
- температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- коэффициент мощности cоsф (мпф)	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -40 до +45
- температура окружающей среды для счетчиков, °С	от +13 до +33
- температура окружающей среды для УСПД, °С	от 0 до +40
- температура окружающей среды для сервера, °С	от +10 до +25
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.02М.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД ЭКОМ-3000:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	24
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее	45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее	10
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи со счетчиками;
- резервирование используемых серверов.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в 30 минут (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Тип	Количество, шт
1	2	3
Трансформатор тока	ТВ35-П	4
Трансформатор тока	ТОГФ-110	6
Трансформатор тока	ТОЛ-СВЭЛ-10	4
Трансформатор тока	ТЛШ-10	6
Трансформатор тока	ТЛК-10	4
Трансформатор тока	ARJP3/N2J	3
Трансформатор тока	ТЛО-10	3
Трансформатор тока	ТВ-110*	6
Трансформатор тока	ТОЛ-НТЗ-35	6
Трансформатор напряжения	НАМИ-3 5 УХЛ1	2
Трансформатор напряжения	НАМИ -110 УХЛ1	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП.4-6	6
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10-2	2

Продолжение таблицы 5

1	2	3
Трансформатор напряжения	VRQ3n/S2	6
Трансформатор напряжения	ЗНГА-5-110-III-ХЛ1	6
Трансформатор напряжения	НАЛИ - НТЗ-35	2
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03.01	2
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	6
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.02М.03	2
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03.03	4
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	2
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	2
Программное обеспечение	ПО «Энергосфера»	1
Сервер	HP ProLiant DL160	1
Методика поверки	МП 16-2020	1
Формуляр -Паспорт	02.2020.022-АУ.ФО-ПС	1
Руководство по эксплуатации	02.2020.022-АУ.РЭ	1

Поверка

осуществляется по документу МП 16-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Стройсервис» (третья очередь)». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Кемеровский ЦСМ» 20.07.2020 г.

Основные средства поверки:

-ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-ТН - по ГОСТ 8.216-2011 и/или МИ 2845-2003;

-счётчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;

-счётчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.02М.03 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

-счётчиков СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.03 - в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованным с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.04.2014 г.;

-источник первичный точного времени УКУС-ПИ 02ДМ (рег. № 60738-15);

-мультиметр «Ресурс-ПЭ» (рег. № 33750-07).

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Стройсервис» (третья очередь)», аттестованной ФБУ «Кемеровский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.310473 от 20.09.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Стройсервис» (третья очередь)

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

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

Изготовитель

Акционерное общество «Сибэнергоконтроль» (АО «Сибэнергоконтроль») ИНН 4205290890

Адрес: 650000, г. Кемерово, пр. Советский, д. 6, офис 37

Телефон: 8 (3842) 48-03-50

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Кемеровской области» (ФБУ «Кемеровский ЦСМ») Адрес: 654032, г. Новокузнецк, ул. Народная, д. 49

Юридический адрес: 650991, г. Кемерово, ул. Дворцовая, д. 2 Телефон: 8 (3843) 36-41-41

Факс: 8 (3843) 36-02-62

Web-сайт: http://www.csmnvkz.ru

E-mail: info@csmnvkz.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Кемеровский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312319 от 10.10.2017 г.

Техническая поддержка

7784 Kb

Файлов: 10 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 1737 от 22.10.2020

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo

7784 Kb

Файлов: 10 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 1737 от 22.10.2020

Текст приказа Росстандарта № 1737 от 22.10.2020

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель