Приказ Росстандарта №2332 от 31.12.2020

№2332 от 31.12.2020
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 221214
Об утверждении типа средств измерений
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 2332 от 31.12.2020

2020 год
месяц December

5687 Kb

Файлов: 10 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2332

Сведения

о типах средств измерений

№ п/п

Типы средств измерений

Изготовитель средства измерения

Рег. номер

Методика поверки средств измерений

Интервал между поверками средств измерений

Приложение (Описание типа)

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии Южарланской группы месторождений ПАО

АНК "Башнефть"

Публичное акционерное общество Акционерная нефтяная компания

"Башнефть" (ПАО АНК "Башнефть"), г. Уфа

80434-20

МП-312235-097

2020

4 года

Приложение №1

2.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" Дюртюли	Публичное акционерное общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ПАО АНК "Башнефть"), г. Уфа	80435-20
3.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергосбережения ОАО «РЖД» в границах Вологодской области	Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ), г. Москва	80436-20

МП-312235-103-

2020

4 года

Приложение №2

МП-312235-110-

2020

4 года

Приложение №3

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергосбережения ОАО «РЖД» в границах Липецкой области

Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ), г. Москва

80437-20

МП-312235-111

2020

4 года

Приложение №4

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по ЛПДС "Башмаково" (НПС "Соседка")

Акционерное общество "Транснефть-Дружба" (АО

Транснефть-Дружба), Брянская область, г. Брянск

80438-20

МП 041-2020

4 года

Приложение №5

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Сулинского щебеночного завода

Акционерное общество

Группа Компаний "Системы и технологии" (АО ГК

"Системы и Технологии"), г. Владимир

80439-20

МП 5-2020

4 года

Приложение №6

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергосбережения

ОАО "РЖД" в границах Московской железной дороги

Общество с ограниченной ответственностью "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ), г. Москва

80440-20

МП-312235-113

2020

4 года

Приложение №7

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Сызранский НПЗ", 2 очередь

Общество с ограниченной ответственностью "РН-

Энерго" (ООО "РН-

Энерго"), Московская область, г. Красногорск

80441-20

МП ЭПР-279-2020

4 года

Приложение №8

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО "Международный Аэропорт "Сочи", АО "Международный

Аэропорт "Краснодар"

Общество с ограниченной ответственностью "КЭС" (ООО "КЭС"), г. Краснодар

80442-20

МИ 3000-2018

4 года

Приложение №9

10.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

220 кВ Пески № 450

Общество с ограниченной ответственностью

"Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРО ЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г.

Москва

80443-20

РТ-МП-7729-500-

2020

4 года

Приложение №10

11.

220 кВ Садовая

Общество с ограниченной ответственностью

"Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРО ЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г.

Москва

80444-20

РТ-МП-7708-500-

2020

4 года

Приложение

№11

12.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

220 кВ Петров Вал

Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва

80445-20

РТ-МП-7715-500-

2020

4 года

Приложение

№12

13.

500 кВ Тамбовская

Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРО

ЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г.

Москва

80446-20

РТ-МП-7693-500-

2020

4 года

Приложение №13

14.

Система

автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

220 кВ Пошехонье

Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРО

ЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва

80447-20

РТ-МП-7751-500-

2020

4 года

Приложение №14

15.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ООО

"Готэк-ЦПУ"

Акционерное общество "АтомЭнергоСбыт" (АО "АтомЭнергоСбыт"), г. Москва

80448-20

МП 206.1-086

2020

4 года

Приложение №15

Приложение № 4 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2332

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Липецкой области предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), 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:

1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОАО «РЖД», выполняющие функции сбора, хранения результатов измерений и их передачи на уровень ИВК;
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий 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. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).

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, часы сервера центра сбора данных ОАО «РЖД», часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы УСПД и счётчиков. Серверы точного времени Метроном-50М и устройство синхронизации времени УСВ-3 осуществляют прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе серверов точного времени (основного и резервного) типа Метроном-50М. 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. 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» синхронизируется 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).

Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую был скорректирован компонент.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части 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 «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

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.

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 по обеспечению единства измерений (рег. №)		Обозначение, тип		УСПД	УССВ
1	2	3		4		5	6
1	ПС Грязи тяговая (Пост 474-тяговая) 220/35/27,5/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч. РПТ-5	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 664-51, 3689-73	А	ТФН-35	RTU-327 Рег. № 41907-09	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТФНД-35М
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 35000/^3/100/^3 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	ЗНОМ-35-65
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-P3B-3
2	ПС Грязи тяговая (Пост 474-тяговая) 220/35/27,5/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч. РПТ-6	н н	Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 3689-73	А	ТФНД-35М
				В	-
				С	ТФНД-35М
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 35000/^3/100/^3 № 912-70, 51200-12, 51200-12	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35 У1
				С	ЗНОМ-35 У1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4

Приказ Росстандарта №2332 от 31.12.2020, https://oei-analitika.ru

1	2	3		4		5	6
6	ПС Грязи тяговая (Пост 474-тяговая) 220/35/27,5/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, Ф.№4-35 кВ "Красная дубрава"	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3689-73	А	ТФНД-35М	RTU-327 Рег. № 41907-09	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТФНД-35М
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 35000/^3/100/^3 № 912-70, 51200-12, 51200-12	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35 У1
				С	ЗНОМ-35 У1
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
7	ПС Грязи Орловские тяговая 220/27,5/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ "Водозабор 3" (Ф.№1)	н н	Кт = 0,2S Ктт = 200/5 № 25433-03	А	ТЛО-10
				В	-
				С	ТЛО-10
		К н	Кт = 0,2 Ктн = 10000/100 № 11094-87	А В С	НАМИ-10
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3
8	ПС Грязи Орловские тяговая 220/27,5/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2СШ 10 кВ, ВЛ-10 кВ "Водозабор 4" (Ф.№2)	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 15128-03, 25433-03	А	ТОЛ 10-I
				В	-
				С	ТЛО-10
		К н	Кт = 0,2 Ктн = 10000/100 № 11094-87	А В С	НАМИ-10
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3

1	2	3		4		5	6
9	ПС Усмань тяговая 220/35/27,5 кВ, ОРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.№2	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73, 3689-73	А	ТФЗМ-35А-У1	RTU-327 Рег. № 41907-09	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТФНД-35М
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 35000/^3/100/^3 № 912-54, 62260-15, 62260-15	А	ЗНОМ-35
				В	ЗНОЛ-НТЗ-35-IV
				С	ЗНОЛ-НТЗ-35-IV
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
10	ПС Чириково тяговая 220/27,5/10 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 2СШ 27,5 кВ, ДПР-1	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1
				В	ТФЗМ-35А-У1
				С	-
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	-
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3
11	ПС Чириково тяговая 220/27,5/10 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 1СШ 27,5 кВ, ДПР-2	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1
				В	ТФЗМ-35А-У1
				С	-
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	-
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3

1	2	3		4		5	6
12	ПС Чириково тяговая 220/27,5/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1СШ 10кВ, ВЛ-10 кВ "Новодмитриевка" (Ф.№1)	н н	Кт = 0,2S Ктт = 50/5 № 25433-06	А	ТЛО-10	RTU-327 Рег. № 41907-09	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 В С	НАМИ-10-95 УХЛ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
13	ПС Чириково тяговая 220/27,5/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1СШ 10кВ, ВЛ-10 кВ "Питомник" (Ф.№3)	н н	Кт = 0,2S Ктт = 50/5 № 25433-06	А	ТЛО-10
				В	-
				С	ТЛО-10
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05	А В С	НАМИ-10-95 УХЛ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4
14	ПС Чириково тяговая 220/27,5/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2СШ 10кВ, ВЛ-10 кВ "Калиновка" (Ф.№4)	н н	Кт = 0,2S Ктт = 100/5 № 25433-06	А	ТЛО-10
				В	-
				С	ТЛО-10
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 № 20186-05	А В С	НАМИ-10-95 УХЛ2
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-B-4

1	2	3		4		5	6
15	ПС Елец тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 2СШ 27,5 кВ, ДПР-3	н н	Кт = 0,5 Ктт = 150/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1	RTU-327 Рег. № 41907-09	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТФЗМ-35А-У1
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	-
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-P2B-3
16	ПС Елец тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-2 110 кВ	н н	Кт = 0,2S Ктт = 200/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		К н	Кт = 0,2 Ктн = 110000/^3/100/^3 № 24218-08, 24218-08, 24218-03	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06	A1802RALXQ-P4GB-DW-4
17	ПС Елец тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-1 110 кВ	н н	Кт = 0,2S Ктт = 200/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		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	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06	A1802RALXQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6
18	ПС Елец тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 2СШ 27,5 кВ, ДПР-2	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1	RTU-327 Рег. № 41907-09	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТФЗМ-35А-У1
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	-
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-P4B-3
19	ПС Елец тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 1СШ 27,5 кВ, ДПР-1	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1
				В	-
				С	ТФЗМ-35А-У1
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	-
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3
20	ПС Елец тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, Ф.ГПП-Брущатка	н н	Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1
				В	-
				С	ТФЗМ-35А-У1
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 35000/^3/100/^3 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	ЗНОМ-35-65
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3

1	2	3		4		5	6
21	ПС Елец тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, Ф.ГПП-1	н н	Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1	RTU-327 Рег. № 41907-09	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТФЗМ-35А-У1
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 35000/^3/100/^3 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	ЗНОМ-35-65
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3
22	ПС Елец тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, Ф.ГПП-2	н н	Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1
				В	-
				С	ТФЗМ-35А-У1
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 35000/^3/100/^3 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	ЗНОМ-35-65
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3
23	ПС Хитрово тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-2 110 кВ	н н	Кт = 0,2S Ктт = 200/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		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	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06	A1802RALXQ-P4GB-DW-4

1	2	3		4		5	6
24	ПС Хитрово тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-1 110 кВ	н н	Кт = 0,2S Ктт = 200/1 № 23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 41907-09	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		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	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06	A1802RALXQ-P4GB-DW-4
25	ПС Хитрово тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 2СШ 27,5 кВ, ДПР-2	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1
				В	ТФЗМ-35А-У1
				С	-
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	-
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3
26	ПС Хитрово тяговая 110/35/27,5 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 1СШ 27,5 кВ, ДПР-1	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1
				В	ТФЗМ-35А-У1
				С	-
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	-
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3

1	2	3		4		5	6
27	ПС Тербуны тяговая 110/27,5/10 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 2СШ 27,5 кВ, ДПР-2	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1	RTU-327 Рег. № 41907-09	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	-
				С	ТФЗМ-35А-У1
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	ЗНОМ-35-65
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3
28	ПС Тербуны тяговая 110/27,5/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110кВ Тербуны тяговая	н н	Кт = 0,2S Ктт = 300/1 № 23256-11	А	ТБМО-110 УХЛ1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		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	Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4
29	ПС Тербуны тяговая 110/27,5/10 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 1СШ 27,5 кВ, ДПР-1	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1
				В	ТФЗМ-35А-У1
				С	-
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	ЗНОМ-35-65
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3

1	2	3		4		5	6
30	ПС Касторное тяговая 110/27,5/10 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 1СШ 27,5 кВ ДПР-1	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1	RTU-327 Рег. № 41907-09	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	ТФЗМ-35А-У1
				С	-
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	ЗНОМ-35-65
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RAL-P4B-3
31	ПС Касторное тяговая 110/27,5/10 кВ, ОРУ-27,5 кВ, 2СШ 27,5 кВ ДПР-2	н н	Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 3690-73	А	ТФЗМ-35А-У1
				В	ТФЗМ-35А-У1
				С	-
		К н	Кт = 0,5 Ктн = 27500/100 № 912-70	А	ЗНОМ-35-65
				В	ЗНОМ-35-65
				С	ЗНОМ-35-65
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 16666-97	EA05RL-P2B-3
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 - 6, 9 - 11, 15, 18 - 22,	Активная	1,2	5,7
25 - 27, 29 - 31
25 - 27, 29 - 31	Реактивная	2,5	3,5
7	Активная	0,8	2,6
7	Реактивная	1,4	4,0
8	Активная	1,0	5,6
8	Реактивная	2,2	3,4
	Активная	1,0	2,8
12 - 14
	Реактивная	1,8	4,0
	Активная	0,5	2,0
16, 17, 23, 24, 28
	Реактивная	1,1	2,1
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

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности, cos9 температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83

от 99 до 101

от 100 до 120 0,87

от +21 до +25

от +18 до +23

1	2
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom	от 90 до 110
- ТОК, % ОТ Ihom	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности - диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- для ТТ и ТН	от -40 до +35
- для счетчиков	от -40 до +65
- для УСПД	от +1 до +50
- для УСВ-3	от -25 до +60
- для Метроном-50М	от +15 до +30
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 счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА:	72
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД:
- 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
Глубина хранения информации ИИК:
- счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	45
ИВКЭ:
- 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:

- 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	ТФН-35	1 шт.
Трансформаторы тока	ТФНД-35М	12 шт.
Трансформаторы тока	ТЛО-10	9 шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ 10-I	1 шт.
Трансформаторы тока	ТФЗМ-35А-У1	29 шт.
Трансформаторы тока	ТБМО-110 УХЛ1	15 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОМ-35-65	34 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОМ-35 У1	2 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	2 шт.
Трансформаторы напряжения наружной установки	ЗНОЛ-НТЗ-35-IV	2 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОМ-35	1 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	2 шт.

1	2	3
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	15 шт.
Счетчики электроэнергии многофункциональные	ЕвроАЛЬФА	26 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазны многофункциональные	Альфа А1800	5 шт.
Устройства сбора и передачи данных	RTU-327	1 шт.
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1 шт.
Серверы точного времени	Метроном-50М	2 шт.
Методика поверки	МП-312235-111-2020	1 экз.
Формуляр	13526821.4611.148.ЭД.ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-111-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Липецкой области. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 14.08.2020 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;
- счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА - 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 - 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.;
- 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.;
- устройств синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным 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», утвержденным ФГБУ «ГНМЦ» Минобороны России 10.04.2017 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13);
- при поверке измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.

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) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Липецкой области», аттестованном ООО «Энергокомплекс», аттестат аккредитации № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.

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

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

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»)

ИНН:7444052356

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 № 6 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2332

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Сулинского щебеночного завода

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Сулинского щебеночного завода предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации, а так же измерения времени и интервалов времени.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2.0».

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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний - второй уровень системы, на котором выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление

отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка.

Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с уровня ИВК настоящей системы.

Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы координированного времени Российской Федерации UTC(SU) на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется периодически (1 раз в 1 час). При наличии любого расхождения производится синхронизация шкалы времени сервера со шкалой времени УССВ.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ на ±1 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.

Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с, следовательно время задержки составляет менее 0,2 с.

Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО 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 -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «Пирамида 2.0»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 8.0
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: BinaryPackControls.dll CheckDataIntegrity.dll ComIECFunctions.dll ComModbusFunctions.dll ComStdFunctions.dll DateTimeProcessing.dll SafeValuesDataUpdate.dll SimpleVerifyDataStatuses.dll SummaryCheckCRC .dll	EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB 61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5

ValuesDataProcessing.dll

013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 5.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	УССВ/Сервер	Вид электрической энергии и мощности
1	КРУН-10 10 кВ, ВЛ - 10 кВ ф. ЖБИ-80 от яч. 42 ПС 110 кВ С3	ТОЛ-10 УТ2 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 6009-77	НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16	УССВ: УСВ-3 Рег. № 64242-16 сервер АИИС КУЭ: iROBO	активная реактивная
2	КТПН-7 6 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону АБК	ТШП 200/5 Кл. т 0,5S Рег. № 64182-16	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16	УССВ: УСВ-3 Рег. № 64242-16 сервер АИИС КУЭ: iROBO	активная реактивная
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УССВ на аналогичные средства измерений утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), %			Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), %
		cos ф = 1	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1 (ТТ 0,5; ТН 0,5; счетчик 0,5S)	1н1<11<1,21н1	1,0	1,4	2,3	1,6	2,1	2,7
	0,21н1<11<1н1	1,2	1,7	3,0	1,7	2,3	3,4
	0,051н1<11<0,21н1	1,8	2,9	5,4	2,3	3,3	5,6
2 (ТТ 0,5S; счетчик 0,5 S)	1н1<11<1,21н1	0,8	1,1	1,9	1,5	1,9	2,4
	0,21н1<11<1н1	0,8	1,1	1,9	1,5	1,9	2,4
	0,051н1<11<0,21н1	1,0	1,5	2,7	1,6	2,2	3,1
	0,011_Н1<11<0,051н1	2,0	2,9	5,4	2,5	3,3	5,6
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С. 3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р= 0,95.

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), %		Границы и относит погреш измерений усло эксплуа соответс вероятнос (±6)	нтервала ельной ности в рабочих виях тации, твующие ти Р=0,95 ), %
		cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6
1 (ТТ 0,5; ТН 0,5; счетчик 1)	1н1<11<1,21н1	2,1	1,5	3,9	3,6
	0,21н1<11<1н1	2,6	1,8	4,2	3,7
	0,051н1<11<0,21н1	4,4	2,7	5,5	4,2

Окончание таблицы 4

1	2	3	4	5	6
2 (ТТ 0,5S; счетчик 1)	1н1<11<1,21н1	1,8	1,3	3,7	3,5
	0,21_Н1<11<1н1	1,8	1,3	3,7	3,5
	0,051н1<11<0,21н1	2,4	1,6	4,0	3,6
	0,021н1<11<0,051н1	4,5	2,9	5,5	4,3
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С. 3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р= 0,95.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	2
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до101
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения
счетчиков,°С	от +5 до +35
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более	3
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2

Окончание таблицы 5

1	2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее	3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с	±5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

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

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках и сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера (серверного шкафа);

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- счетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчике (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Рег. №	Количество, экз.
Трансформатор тока	ТОЛ-10 УТ2	6009-77	2
Трансформатор тока	ТШП	64182-16	3
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	831-69	1
Счетчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК	64450-16	2
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	64242-16	1
Сервер АИИС КУЭ	iROBO	-	1
Программное обеспечение	«Пирамида 2.0»	-	1
Методика поверки	МП 5-2020	-	1
Формуляр	-	-	1

Поверка

осуществляется по документу МП 5-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Сулинского щебеночного завода. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» «15» сентября 2020 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1,«Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (Рег. № 39952-08);
- устройство синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-10);
- термогигрометр Ива-6 (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (Рег. № 28134-12).

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Сулинского щебеночного завода (АИИС КУЭ Сулинского щебеночного завода), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», регистрационный номер в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений RA.RU.312308.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Сулинского щебеночного завода

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 Группа Компаний «Системы и Технологии»

(АО ГК «Системы и Технологии»)

ИНН: 3327304235

Адрес: 600014, Владимирская область, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещение 27

Телефон: (4922) 33-67-66, 33-79-60, 33-93-68

E-mail: st@sicon.ru

Испытательный центр

Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»

(АО ГК «Системы и Технологии»)

Адрес: 600026, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8

Телефон: (4922) 33-67-66, 33-79-60, 33-93-68

E-mail: st@sicon.ru

Регистрационный номер в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений RA.RU.312308.

Приложение № 8 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2332

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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 двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер под управлением гипервизора VMware на базе закрытой облачной системы (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, 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 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.

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 в локальную вычислительную сеть (ЛВС) и далее на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждые 60 мин, корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения часов сервера с УСВ.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину не менее ±1 с.

Журналы событий счетчиков и сервера 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 ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфе	ра»
Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но мер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Сервер	Вид электрической энергии	Метрологические характеристики ИК
Но мер ИК	Наименование точки измерений	ТТ	ТН	Счетчик	УСВ	Сервер	Вид электрической энергии	Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	ПС 110 кВ ГПП-1, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 43	ТШЛ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3972-73 Фазы: А; В; С	НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС	ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07	УСВ-2 Рег. № 41681-10	VMware	Активная Реактив ная	1,1 2,2	3,0 4,4
2	ПС 110 кВ ГПП-1, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 56	ТШЛ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3972-73 Фазы: А; В; С	НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС	ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07			Активная Реактивная	1,1 2,2	3,0 4,4
3	ПС 110 кВ ГПП-1, ТСН-2 0,4 кВ	ТОП-0,66 Кл.т. 0,2S 100/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С	-	ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07			Активная Реактивная	0,5 0,7	1,5 1,8
4	ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 11	ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С	ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С	ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07			Активная Реактивная	1,1 2,2	3,0 4,4

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
		ТОЛ-НТЗ-10	ЗНОЛП-НТЗ-6				Актив-
	ПС 110 кВ ГПП-2,	Кл.т. 0,5S	Кл.т. 0,5	ION7650			ная	1,1	3,0
5	РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6	2000/5	6000/^3/100/^3	Кл.т. 0,2S/0,2				1,1	3,0
	кВ, яч. 24	Рег. № 51679-12	Рег. № 51676-12	Рег. № 22898-07			Реактив-	2,2	4,4
		Фазы: А; В; С	Фазы: А; В; С				ная
	ПС 6 кВ ТП-90а от ГПП-2, РУ-6 кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 12, ф.12	ТЛК10-5	НАМИТ-10				Актив-
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	ION7650			ная	1,1	3,0
6		100/5	6000/100	Кл.т. 0,2S/0,2
		Рег. № 9143-01	Рег. № 16687-97	Рег. № 22898-07			Реактив-	2,2	4,4
		Фазы: А; С	Фазы: АВС				ная
	ПС 6 кВ ТП-52а от ГПП-2, РУ-6 кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 12, КВЛ-6 кВ ф.12	ТОЛ 10-1	НАМИ-10				Актив-
		Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,2	ION7330			ная	1,1	3,3
7		50/5 Рег. № 15128-96 Фазы: А; С	6000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС	Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07	УСВ-2 Рег. № 41681-10	VMware	Реактивная	1,9	4,3
		ТЛШ10	НТМИ-6 У3			VMware	Актив-
	ПС 110 кВ ГПП-1,	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	ION7650			ная	1,1	3,0
8	РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6	3000/5	6000/100	Кл.т. 0,2S/0,2
	кВ, яч. 28	Рег. № 11077-89	Рег. № 51199-12	Рег. № 22898-07			Реактив-	2,2	4,4
		Фазы: А; В; С	Фазы: АВС				ная
		ТЛШ10	НТМИ-6 У3				Актив-
	ПС 110 кВ ГПП-1,	Кл.т. 0,5	Кл.т. 0,5	ION7650			ная	1,1	3,0
9	РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6	3000/5	6000/100	Кл.т. 0,2S/0,2
	кВ, яч. 17	Рег. № 11077-89	Рег. № 51199-12	Рег. № 22898-07			Реактив-	2,2	4,4
		Фазы: А; В; С	Фазы: АВС				ная
		ТОП-0,66					Актив-
	ПС 110 кВ ГПП-1, ТСН-1 0,4 кВ	Кл.т. 0,2S		ION7650			ная	0,5	1,5
10		100/5	-	Кл.т. 0,2S/0,2
		Рег. № 47959-11		Рег. № 22898-07			Реактив-	0,7	1,8
		Фазы: А; В; С					ная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
11	ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 37	ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С	ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С	ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07	УСВ-2 Рег. № 41681-10	VMware	Активная Реактивная	1,1 2,2	3,0 4,4
12	ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 56	ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С	ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С	ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07	УСВ-2 Рег. № 41681-10	VMware	Активная Реактивная	1,1 2,2	3,0 4,4
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях									±5 с

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 3-5, 10-12 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	12
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 95 до 105
ток, % от 1ном
для ИК №№ 3-5, 10-12	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:	от 90 до 110
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном	от 1 до 120
для ИК №№ 3-5, 10-12	от 5 до 120
для остальных ИК	от 0,5 до 1,0
коэффициент мощности cosф	от 49,6 до 50,4
частота, Гц	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от -4 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
среднее время восстановления работоспособности, ч	72
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	45
при отключении питания, лет, не менее	9
для сервера: 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: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчиков:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках.

- журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТШЛ-10У3	6
Трансформаторы тока опорные	ТОП-0,66	6
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ-10	12
Трансформаторы тока	ТЛК10-5	2
Трансформаторы тока	ТОЛ 10-1	2
Трансформаторы тока	ТЛШ10	6
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6 У3	4
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-НТЗ-6	12
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	1
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ION	11
Устройства синхронизации времени	УСВ-2	1
Сервер на базе закрытой облачной системы	VMware	1
Методика поверки	МП ЭПР-279-2020	1
Формуляр	ЭНПР.411711.044.ФО	1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-279-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь. Методика поверки», утвержденному

ООО «ЭнергоПромРесурс» 04.09.2020 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков ION - по документу МП 2203-0066-2006 «Счетчики электрической энергии многофункциональные ION. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в декабре 2006 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 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

Общество с ограниченной ответственностью «РН-Энерго» (ООО «РН-Энерго»)

ИНН 7706525041

Адрес: 143402, Московская обл., г. Красногорск, ул. Международная, д. 14, секция 5

001

Телефон: (495) 777-47-42

Факс: (499) 576-65-96

Web-сайт: www.rn-energo.ru

E-mail: rn-energo@rn-energo.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)

Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19

Телефон: (495) 380-37-61

E-mail: energopromresurs2016@gmail.com

Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.

Приложение № 5 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2332

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС «Башмаково» (НПС «Соседка») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя каналообразующую аппаратуру и устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (УСПД) со встроенным GPS/ГЛОНАСС-модулем точного времени.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС «Башмаково» (НПС «Соседка»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (УСВ) и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ функционирует на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ, ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя УСВ (основной и резервный), входящими в состав ЦСОД. УСВ непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). УСВ формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.

Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля, встроенного в УСпД.

Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК 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», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 8.0
Цифровой идентификатор ПО	СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

Метрологические и технические характеристики

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

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

Номер ИК	Наименование ИК	Измерительные компоненты						Вид электроэнергии	Метроло характе И	гические ристики К
Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счётчик	С и	§	га и	Вид электроэнергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	ЦРП-1 6кВ ЛПДС «Башмаково» (НПС «Соседка»), 1 с.ш. 6кВ, яч.1	ТЛП-10-1 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 30709-08	ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-08	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04	■'Г о "7 о О' о ^г СО О О fe сц	о <о ■'Г га -м С ей U о S-H СЦ й	00 о 1Г) 00 о> % I-I о сц U И и и	активная реактивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,9
2	ЦРП-1 6кВ ЛПДС «Башмаково» (НПС «Соседка»), 2 с.ш. 6кВ, яч.27	ТЛП-10-1 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 30709-08	ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-08	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04	■'Г о "7 о О' о ^г СО О О fe сц	о <о ■'Г га -м С ей U о S-H СЦ й	00 о 1Г) 00 о> % I-I о сц U И и и	активная реактивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,9

Окончание таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
3	ЦРП-2 6кВ ЛПДС «Башмаково» (НПС «Соседка»), 1 с.ш. 6кВ, яч.7	ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 25433-11	ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 68841-17	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14	HP ProLiant BL460	ССВ-1Г, Рег. № 39485-08	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,0 ±4,8
4	ЦРП-2 6кВ ЛПДС «Башмаково» НПС «Соседка», 2 с.ш. 6кВ, яч.8	ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 25433-11	ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 68841-17	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14	HP ProLiant BL460	ССВ-1Г, Рег. № 39485-08	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,0 ±4,8
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИ					С КУЭ, с				±5
Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 4 от 0 до плюс 40 °C. 4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 5 Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	4
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, ^оС	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2 до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ^оС	от -45 до +55
- температура окружающей среды в месте расположения
счетчиков, ^оС:	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера, ^оС	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для счетчика СЭТ-4ТМ.03	90000
для счетчика СЭТ-4ТМ.03М	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
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	114
- при отключении питания, лет, 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 и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:
- 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:
- счётчика;
- 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:

-счетчиках (функция автоматизирована);

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

Возможность сбора информации:

- 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

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Тип/Обозначение	Количество, шт./Экз.
Трансформатор тока	ТЛП-10-1	6
Трансформатор тока	ТЛО-10	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06-6	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-ЭК	6
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03	2
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	2
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	1
Сервер синхронизации времени	ССВ-1Г	2
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1
Сервер	HP ProLiant BL460	2
Методика поверки	МП 041-2020	1
Формуляр	НС.2018.АСКУЭ.00670 ФО	1

Поверка

осуществляется по документу МП 041-2020 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС «Башмаково» (НПС «Соседка»). Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 25.08.2020 г.

Основные средства поверки:

- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1, «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика повери», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- для трансформаторов тока ТЛП-10-1 - в соответствии с ГОСТ 8.217-003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов тока ТЛО-10 - по документу ЭК.1.760.000 ПМ5 «Методика поверки трансформаторов тока ТЛО-10», утвержденному ГЦИ СИ «РОСИСПЫТАНИЯ» 30.06.2011 г.;
- для трансформаторов напряжения ЗНОЛ.06-6 - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения ЗНОЛП-ЭК - по документу ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- блок коррекции времени ЭНКС-2, Рег. № 37328-15.З

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

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) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС «Башмаково» (НПС «Соседка»)», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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 «Транснефть - Дружба»

(АО «Транснефть - Дружба»)

ИНН 3235002178

Адрес: 241020, Брянская область, город Брянск, Уральская улица, д. 113

Телефон: 8 (4832) 74-76-52

Факс: 8 (4832) 67-62-30

E-mail: office@brn.transneft.ru

Web-сайт: https://druzhba.transneft.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «НексусСистемс»

(ООО «НексусСистемс»)

Адрес: 450022, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, д. 134/7

Телефон: 8 (347)291-26-90

Факс: 8 (347)216-40-18

E-mail: info@nexussystems.ru

Web-сайт: http://nexussystems.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»

(ООО «Спецэнергопроект»)

Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: 8 (495) 410-28-81

E-mail: gd.spetcenergo@gmail.com

Аттестат аккредитации ООО «Спецэнергопроект» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018 г.

Приложение № 7 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2332

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Московской железной дороги (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их 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», Центр сбора данных ПАО «МОЭСК» на базе ПО «АльфаЦЕНТР», 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 (АРМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД ОАО «РЖД», где осуществляется формирование и хранение поступающей информации.

Данные по ИК №№ 1-6 по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM. Передача информации об энергопотреблении от сервера Центра сбора данных ОАО «РЖД» на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.

Данные по ИК №№ 7 - 10 передаются в Центр сбора данных ПАО «МОЭСК», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов.

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 ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

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 5. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-3, серверы точного времени Метроном-50М, часы сервера центра сбора данных ОАО «РЖД», сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», сервера ПАО «МОЭСК», часы УСПД и счётчиков. Серверы точного времени Метроном-50М и устройство синхронизации времени УСВ-3 осуществляют прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).

Центр сбора данных ПАО «МОЭСК» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. 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 ПАО «МОЭСК» синхронизируется от сервера Центра сбора данных ПАО «МОЭСК». 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).

Счетчики ИК №№1-6 синхронизируются от УСПД ОАО «РЖД». 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 ИК №№ 7 - 10 могут синхронизироваться как от УСПД ПАО «МОЭСК», так и от сервера Центра сбора данных ПАО «МОЭСК» (настраивается для каждого ИК). 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

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Энергия Альфа 2» в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 3.

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

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «Энергия Альфа 2».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»

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 ИВК сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО (MD 5,	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C5
ac metrology.dll )	4
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 3 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ПАО «МОЭСК»
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 «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «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 4 - 6. Таблица 4 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК	Наименование объекта учета	Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №)		Обозначение, тип		ИВКЭ	УССВ
1	2	3		4		5	6
1	ПС 10 кВ Мценск тяговая, ЗРУ 10 кВ, ф.КВ-1 (ПВ-1)	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	ТПОФ
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А В С	НТМИ-10
		Счетчик	Ki=0,5S/1,0 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3
2	ПС 10 кВ Мценск тяговая, ЗРУ 10 кВ, ф.КВ-2 (ПВ-2)	н н	Кт=0,5 Ктт=750/5 №518-50	А	ТПОФ
				В	ТПОФ
				С	ТПОФ
		К н	Кт=0,5 Ктн=10000/100 №831-53	А В С	НТМИ-10
		Счетчик	Кт=0^/1,0 Ксч=1 №16666-97	EA05RL-P1B-3

1	2	3		4		5	6
3	П/ст Отрада-тяговая В-1 35кВ	н н	Кт 0,2S Ктт=30/5 №62786-15	А	ТЛ-ЭК-35	RTU-327 Рег. № 19495-03	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	ТЛ-ЭК-35
				С	ТЛ-ЭК-35
		К н	Кт=0,2 Ктн = 35000/^3/100/^3 № 68841-17	А	ЗНОЛ-ЭК-35
				В	ЗНОЛ-ЭК-35
				С	ЗНОЛ-ЭК-35
		Счетчик	Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №36697-17	СЭТ-4ТМ.03М
4	П/ст Отрада-тяговая В-2 35кВ	н н	Kt=0,2S Ктт=30/5 №62786-15	А	ТЛ-ЭК-35
				В	ТЛ-ЭК-35
				С	ТЛ-ЭК-35
		К н	Кт=0,2 Ктн = 35000/^3/100/^3 № 68841-17	А	ЗНОЛ-ЭК-35
				В	ЗНОЛ-ЭК-35
				С	ЗНОЛ-ЭК-35
		Счетчик	I<t0,'2S/('),5 Ксч=1 №36697-17	СЭТ-4ТМ.03М

1	2	3		4		5	6
5	ПС 110 кВ Березовская, ОРУ- 110 кВ, ПТ-1 110 кВ	н н	Kt=0,2S Ktt=200/1 №23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1	RTU-327 Рег. № 19495-03	УСВ-3 Рег. № 51644-12 Метроном-50М Рег. № 68916-17
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		К н	Кт=0,2 Ктн=11ОООО/^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 №27524-04	СЭТ-4ТМ.03
6	ПС 110 кВ Березовская, ОРУ-110 кВ, ПТ-2 110 кВ	н н	Kt=0,2S Ктт=200/1 №23256-05	А	ТБМО-110 УХЛ1
				В	ТБМО-110 УХЛ1
				С	ТБМО-110 УХЛ1
		К н	Кт=0,2 Ктн=11ОООО/^3/100/^3 №24218-13	А	НАМИ-110 УХЛ1
				В	НАМИ-110 УХЛ1
				С	НАМИ-110 УХЛ1
		Счетчик	Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 №36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.16
7	ПС №355 Можайск Ф.1 10 кВ	н н	Kt=0,2S Ktt=400/5 №25433-08	А	ТЛО-10	RTU-325L Рег. № 37288-08	УСВ-3 Рег. № 51644-12
				В	-
				С	ТЛО-10
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87	А В С	НАМИ-10
		Счетчик	Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01

Продолжение таблицы 4

1	2	3
8	ПС №355 Можайск Ф.2 10 кВ	н н	Kt=0,2S Ктт=400/5 №25433-08
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87
		Счетчик	Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №27524-04
9	ПС №355 Можайск Ф.3 10 кВ	н н	Rt=0,2S Ктт=400/5 №25433-08
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87
		Счетчик	Кт=0^/1,0 Ксч=1 №27524-04

4		5	6
А	ТЛО-1О	RTU-325L Рег. № 37288-О8	УСВ-3 Рег. № 51644-12
В	-
С	ТЛО-1О
А	НАМИ-1О
В
С
СЭТ-4ТМ.03.01
А	ТЛО-1О
В	-
С	ТЛО-1О
А	НАМИ-1О
В
С
СЭТ-4ТМ.03.01

1	2	3
10	ПС №355 Можайск Ф.4 10 кВ	н н	I<t0,2S Ктт=400/5 №25433-08
		К н	Кт=0,2 Ктн=10000/100 №11094-87
		Счетчик	Кт=0,5Б/1,0 Ксч=1 №27524-04
Примечания: 1 Допускается изменение наименования ИК без изменени 2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные не хуже, чем у перечисленных в таблице 4, при условии, что собс таблице 5 метрологических характеристик. 3 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утв 4 Изменение наименования ИК и замена средств измерен собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится с неотъемлемая часть.

4		5	6
А	ТЛО-10	RTU-325L Рег. № 37288-08	УСВ-3 Рег. № 51644-12
В	-
С	ТЛО-10
А	НАМИ-10
В
С
СЭТ-4ТМ.03.01
я объекта измерений. е утвержденных типов с метрологическими характеристиками твенник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в ержденных типов. ий оформляется техническим актом в установленном овместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

Таблица 5 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±6), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±6), %
	Активная	1,2	5,7
1, 2
	Реактивная	2,5	3,5
	Активная	0,5	2,0
3, 4, 6
	Реактивная	1,1	2,0
5	Активная	0,5	2,0
5	Реактивная	1,1	2,1
	Активная	0,8	2,6
7 - 10
	Реактивная	1,4	4,0
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 6 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности cos9

температура окружающей среды, °C:

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005

ГОСТ 26035-83

от 99 до 101

от 100 до 120 0,87

от +21 до +25

от +18 до +22

1	2
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uhom	от 90 до 110
- ТОК, % ОТ Ihom	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН	от -40 до +35
- для счетчиков	от -40 до +60
- для УСПД	от 0 до +50
-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 ЕвроАЛЬФА:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег. №36697-08):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег. №36697-17):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД RTU-327
- наработка на отказ, ч, не менее	40000
- время восстановления, ч, не более	24
УСПД RTU-325L:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	40000
- время восстановления, ч, не более	24
УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации
электросчетчики:
- 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
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 на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформаторы тока	ТБМО-110 УХЛ1	6 шт.
Трансформаторы тока	ТЛО-10	8 шт.
Трансформаторы тока	ТЛ-ЭК-35	6 шт.
Трансформаторы тока	ТПОФ	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	2 шт.

1	2	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-ЭК-35	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10	2 шт.
Счетчики электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03	5 шт.
Счетчики электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03М	3 шт.
Счетчики электрической энергии	ЕвроАльфа	2 шт.
Устройства сбора и передачи данных	RTU-327	2 шт.
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	2 шт.
Устройства сбора и передачи данных	RTU-325L	1 шт.
Сервер точного времени	Метроном-50М	2 шт.
Методика поверки	МП-312235-113-2020	1 экз.
Формуляр	13526821.4611.150.ЭД.ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-113-2020 « Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Московской железной дороги. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 24.08.2020 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;
- 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.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» 03.04.2017 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 ЕвроАльфа (рег. № 16666-97) - по методике 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;
- УСПД RTU-327 (рег. № 41907-09) - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД RTU-327 (рег. № 19495-03) - по документу «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
- УСПД RTU-325L (рег. № 37288-08) - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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);
- при поверке измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.

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 Московской железной дороги», аттестованном

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

ИНН 7444052356

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 № 15 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2332

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Готэк-ЦПУ»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Готэк-ЦПУ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), а также аппаратуру для передачи/приема данных по линиям связи; источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), сервер баз данных (СБД) АИИС КУЭ с установленным программным обеспечением (ПО) «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на сервер осуществляется посредством канала сотовой связи стандарта GSM/GPRS.

Сервер базы данных с периодичностью один раз в сутки производит опрос уровня ИИК. Полученная информация записывается в базу данных СБД.

На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от СБД по сети Internet через интернет-провайдера, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени УСВ-3, которое синхронизировано с национальной шкалой времени UTC (SU) по сигналам ГЛОНАСС.

Сравнение шкалы времени сервера с УСВ-3 происходит не реже, чем 1 раз в сутки посредством встроенного ПО сервера ИВК. Коррекция шкалы времени сервера выполняется при расхождении шкал времени сервера ИВК и УСВ-3 более, чем на ±1 с.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера не реже одного раза в сутки, коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и сервера более чем на ±1с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0 в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. Защита измерительной информации в ПО «Энергосфера» обеспечивается паролями в соответствии с правами доступа, а также кодированием данных.

Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование ПО	«Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

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

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав ИК

Канал измерений		Состав измерительного канала					КТТ-КТН-КСЧ
1 £	Диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №)		Обозначение, тип		ИВК
1	2	3		4		5	6
1	РУ 6 кВ № 1, ячейка № 3	н н	Кл.т. 0,5 400/5 Рег № 22192-07	А	ТПЛ-10-М	УСВ-3 Рег. № 64242-16 Зав. №0450/ HP Proliant DL320e Gen8v2	О о 00
				В
				С	ТПЛ-10-М
		К н	Кл.т. 0,5 6000/100 Рег № 20186-05	А	НАМИ-10-95УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 36355-07	ПСЧ-4ТМ.05М.12
2	РУ 6 кВ № 2, ячейка № 10	н н	Кл.т. 0,5 400/5 Рег № 22192-07	А	ТПЛ-10-М		о о 00
				В
				С	ТПЛ-10-М
		К н	Кл.т. 0,5 6000/100 Рег № 20186-05	А	НАМИ-10-95УХЛ2
				В
				С
		Счетчик	Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 36355-07	ПСЧ-4ТМ.05М.12
3	РУ 6 кВ № 3, ячейка № 7	н н	Кл.т. 0,5 600/5 Рег № 7069-79	А	ТОЛ 10	УСВ-3 Рег. № 64242-16 Зав. №0450/ HP Proliant DL320e Gen8v2	7200
				В
				С	ТОЛ 10
		К н	Кл.т. 0,2 6000/100 Рег № 11094-87	А	НАМИ-10
				В
				С
		Счетчик	Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 36355-07	ПСЧ-4ТМ.05М.12

Продолжение таблицы 2

1	2	3		4		5	6
4	РУ 6 кВ № 3, ячейка № 13	н н	Кл.т. 0,5 600/5 Рег № 7069-79	А	ТОЛ 10		7200
				В
				С	ТОЛ 10
		К н	Кл.т. 0,2 6000/100 Рег № 11094-87	А	НАМИ-10
				В
				С
		Счетчики	Кл.т 0,5S/1,0 Рег № 36355-07	ПСЧ-4ТМ.05М.12

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±6), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±6), %	Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с
1	2	3	4	5
1, 2	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 4,2	± 5
3, 4	Активная Реактивная	1,0 2,2	5,6 4,2	± 5
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3. 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

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности, cos9
- температура окружающей среды, °С

от 99 до 101

от 100 до 120 0,87

от +21 до +25

Продолжеие таблицы 4

1	2
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от Ьом	от 2 до 120
- коэффициент мощности, cos9	от 0,5 инд до 0,8 емк
температура окружающей среды, °С:
- для ТТ и ТН	от -45 до +50
- для счетчиков	от -40 до +60
- для УСВ-3:
-антенного блока;	от -50 до +70
-блока питания и интерфейсов	от -25 до +60
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М.12:
- среднее время наработки до отказа, ч,	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч,	2
УСВ-3:
- средняя наработка на отказ, ч	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по двум каналам связи;

Журналы событий счетчиков электроэнергии фиксируют время и даты наступления событий:

- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- - формирование обобщенного события самодиагностики;
- - отсутствие напряжения по каждой фазе восстановления напряжения;
- - перерывы питания электросчетчика с

по результатам автоматической с фиксацией времени пропадания и

фиксацией времени пропадания восстановления.

Журнал событий ИВК фиксирует:

- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величину синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;
- испытательной коробки;
- ИВК.

- наличие защиты на программном уровне:

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

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформаторы тока	ТПЛ-10-М	4 шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ 10	4 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95УХЛ2	2 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	2 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05М.12	4 шт.
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1 шт.
Методика поверки	МП 206.1-086-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	КАЭС.411711.АИИС.106 ПФ	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-086-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Готэк-ЦПУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 05.10.2020 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 проверки на месте эксплуатации;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г. (Рег № 36355-07);

- УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23 марта 2016 г. (Рег. № 64242-16);
- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), рег. № 22129-04.

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) ООО «Готэк-ЦПУ», 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) ООО «Готэк-ЦПУ»

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 «АтомЭнергоСбыт» (АО «АтомЭнергоСбыт»)

ИНН 7704228075

Адрес: 115432, г. Москва, проезд Проектируемый 4062-й , дом 6, строение 25

Телефон: +7 (495) 789-99-01

Факс:+7 (495) 789-99-01 доб. 149

E-mail: info@atomsbt.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответсвенностью «Готэк-ЦПУ» (ООО «Готэк-ЦПУ»)

ИНН 4633016372

Адрес: 307170, Курская область, г. Железногорск, территория Промзона, ЛИТЕР Б1

Телефон: +7(471) 487-96-05

E-mail: gotek-cpu@gotek.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы»

ИНН 7736042404

Адрес: 119361, 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.

Приложение № 12 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2332

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Петров Вал

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Петров Вал (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 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 (регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС) Юга, устройство синхронизации системного времени (УССВ), 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 кабельным 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.

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 АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.

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 УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), 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 со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут 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 ±5 с.

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 учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, 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 110 кВ №400	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С	НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 14205-05 ТН-1-lio, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06	ТК1(Я. рег.№ 36643-07
2	ВЛ 110 кВ №422	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С	НКФ-110-57 кл.т. o,5 Ктн = (1ioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № i42o5-05 ТН-1-Iio, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06
3	ВЛ 110 кВ №439	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С	НКФ-110-57 кл.т. o,5 Ктн = (Iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 14205-05 ТН-2-Iio, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06
4	ВЛ 110 кВ №440	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С	НКФ-110-57 кл.т. o,5 Ктн = (Iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № i42o5-05 ТН-2-Iio, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06
5	ВЛ 110 кВ №441	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С	НКФ-110-57 кл.т. o,5 Ктн = (Iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № i42o5-05 ТН-2-Iio, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06
6	ВЛ 110 кВ №442	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С	НКФ-110-57 кл.т. o,5 Ктн = (Iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № i42o5-05 ТН-1-Iio, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06

1	2	3	4	5	6
7	ОВ 110 кВ	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12 ф. А, В, С	НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 14205-05 ТН-1-110, ф. А, В, С НКФ-110-57 кл.т. o,5 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 142o5-05 ТН-2-iiO, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06
8	яч.3, ВУПГ-14	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 рег. № 2473-69 ф. А, В, С	НТМИ-10 кл.т. o,5 Ктн = ioooo/ioo рег. № 83i-53 ТН-1-iO, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06
9	яч.7, ВЛ 10 кВ Л-7	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 1276-59 ф. А, С	НТМИ-10 кл.т. o,5 Ктн = ioooo/ioo рег. № 83i-53 ТН-1-iO, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06	TKi6L рег.№ 36643-07
10	яч.8, ВЛ 10 кВ Л-8	ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 30709-11 ф. А, В, С	НТМИ-10 кл.т. o,5 Ктн = ioooo/ioo рег. № 83i-53 ТН-1-iO, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06
11	яч.9, ВЛ 10 кВ Л-9	ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 1856-63 ф. А, С	НТМИ-10 кл.т. o,5 Ктн = ioooo/ioo рег. № 83i-53 ТН-1-iO, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06
12	яч.10, ВЛ 10 кВ Л-10	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1276-59 ф. А, С	НТМИ-10 кл.т. o,5 Ктн = ioooo/ioo рег. № 83i-53 ТН-1-iO, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 2597i-06

яч.16, ВЛ 10 кВ Л-16

ТВЛМ-10

кл.т. 0,5

Ктт = 200/5 рег. № 1856-63 ф. А, С

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 831-69

ТН-2-10, ф. А, В, С

EPQS

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06

ТК1(Я. рег.№ 36643-07

яч.17, ВЛ 10 кВ Л-17

ТВЛМ-10

кл.т. 0,5

Ктт = 400/5 рег. № 1856-63 ф. А, С

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 831-69

ТН-2-10, ф. А, В, С

EPQS

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06

яч.18, ВЛ 10 кВ Л-18

ТВЛМ-10

кл.т. 0,5

Ктт = 200/5 рег. № 1856-63 ф. А, С

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 831-69

ТН-2-10, ф. А, В, С

EPQS

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06

яч.19, ОВ-1-10

ТВЛМ-10

кл.т. 0,5

Ктт = 200/5 рег. № 1856-63 ф. А, С

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 831-69

ТН-2-10, ф. А, В, С

EPQS

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06

яч.22, ПГ

ТВЛМ

кл.т. 0,2S

Ктт = 1500/5 рег. № 45040-10 ф. А, В, С

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 831-69

ТН-2-10, ф. А, В, С

EPQS

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06

яч.23, ВЛ 10 кВ Л-23

ТПЛМ-10

кл.т. 0,5

Ктт = 300/5 рег. № 2363-68 ф. А

ТПЛ-10

кл.т. 0,5

Ктт = 300/5 рег. № 1276-59 ф. С

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 831-69

ТН-2-10, ф. А, В, С

EPQS

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06

яч.24, ВЛ 10 кВ Л-24

ТВК-10

кл.т. 0,5

Ктт = 50/5 рег. № 8913-82

ф. А, С

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 831-69

ТН-2-10, ф. А, В, С

EPQS

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06

яч.27, ВУПГ-14-1

ТОЛ

кл.т. 0,2S

Ктт = 3000/5 рег. № 47959-11

ф. А, В, С

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 831-69

ТН-2-10, ф. А, В, С

EPQS

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06

1	2	3	4	5	6
21	яч.31, ВЛ 10 кВ Л-31	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2473-69 ф. А, С	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-00 ТН-3-10, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06	ТК1(Я. рег.№ 36643-07
22	яч.32, ОВ 3-10	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 2473-69 ф. А, С	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-00 ТН-3-10, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06
23	яч.33, ВЛ 10 кВ Л-33	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 2473-69 ф. А, С	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-00 ТН-3-10, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06
24	яч.35, ВЛ 10 кВ Л-35	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2473-69 ф. А, С	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-00 ТН-3-10, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06
25	яч.36, ВЛ 10 кВ Л-36	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2473-69 ф. А, С	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-00 ТН-3-10, ф. А, В, С	EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06
Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, 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. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

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
		31(2)%,	§5 %,	§20 %,	§100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 о/о^зм^т⁰/»	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 7, 17, 20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
8, 9, 11 - 16, 18, 19 21 - 25 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		§2%,	§5 %,	§20 %,	§100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<IиЗM<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1 - 7, 17, 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,0	1,6	1,3	1,3
1 - 7, 17, 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,1	1,0	1,0
8, 9, 11 - 16, 18, 19 21 - 25 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,9
	0,5	-	2,5	1,5	1,2
10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,0	2,5	1,9	1,9
10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,4	1,5	1,2	1,2

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 7, 17, 20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
8, 9, 11 - 16, 18, 19 21 - 25 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		12% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1 - 7, 17, 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,4	2,1	1,9	1,9
1 - 7, 17, 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,0	1,7	1,6	1,6
8, 9, 11 - 16, 18, 19 21 - 25 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,6	2,8	2,3
	0,5	-	2,8	1,9	1,7
10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,2	2,9	2,3	2,3
10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,7	2,0	1,7	1,7

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с

Пр имечания

1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и 52%q для cos9<1,0 нормируются от 12%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1(5) 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(5) 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 -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии EPQS: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД TK16L: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	55000
радиосервер точного времени РСТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	55000
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 паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформатор тока	ТГФМ-110	21 шт.
Трансформатор тока	ТЛМ-10	13 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-10	5 шт.
Трансформатор тока	ТЛП-10	3 шт.
Трансформатор тока	ТВЛМ-10	10 шт.
Трансформатор тока	ТВЛМ	3 шт.
Трансформатор тока	ТПЛМ-10	1 шт.
Трансформатор тока	ТВК-10	2 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ	3 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57	6 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-10	1 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	1 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95УХЛ2	1 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	EPQS	25 шт.
Устройство сбора и передачи данных	ТК1(Я.	1 шт.
Радиосервер точного времени	РСТВ-01	1 шт.
Методика поверки	РТ-МП-7715-500-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	АУВП.411711.ФСК.045.160.ПС-ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-7715-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Петров Вал. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 09.10.2020 г.

Основные средства поверки:

- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08);
- устройство синхронизирующее Метроном-РТР (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 66731-17);
- прибор комбинированный Testo 622 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13).

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

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 ЕНЭС ПС 220 кВ Петров Вал», аттестованной ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Петров Вал

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

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 «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)

ИНН 7733157421

Адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17, стр. 5, этаж 3

Телефон: +7 (495) 620-08-38

Факс: +7 (495) 620-08-48

Web-сайт: www.ackye.ru

E-mail: eaudit@ackye.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области» (ФБУ «Ростест-Москва»)

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Регистрационный номер RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации

Приложение № 14 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2332

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Пошехонье

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Пошехонье (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.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), устройство синхронизации системного времени (УССВ), 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;

- хранение информации по заданным критериям;

- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.

Программное обеспечение

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 220 кВ Рыбинская ГЭС - Пошехонье № 1	IOSK 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 26510-09	CPTf 245/4 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 62482-15	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08	RTU-325H рег.№ 44626-10
2	ВЛ 220 кВ Рыбинская ГЭС - Пошехонье № 2	IOSK 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 26510-09	CPTf 245/4 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 62482-15	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08
3	ВЛ 35 кВ Аниково	SBL 0.8 Н кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 62480-15	EOF 36 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 62481-15	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08
4	ВЛ 35 кВ Великое	SBL 0.8 Н кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 62480-15	EOF 36 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 62481-15	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08
5	ВЛ 35 кВ Белое	SBL 0.8 Н кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 62480-15	EOF 36 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 62481-15	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08
6	ВЛ 10 кВ №2 АБЗ	ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 15128-07	НАЛИ-СЭЩ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 51621-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08
7	ВЛ 10 кВ №3 Город-1	ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 15128-07	НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 38394-08	СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08

Продолжение таблицы 2

ВЛ 10 кВ №4 Город-2

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S

Ктт = 200/5 рег. № 15128-07

НАЛИ-СЭЩ кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 51621-12

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08

RTU-325H рег.№ 44626-10

ВЛ 10 кВ №5

Яковлевское

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S

Ктт = 100/5 рег. № 15128-07

НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 38394-08

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08

ВЛ 10 кВ №6 Ветхи

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S

Ктт = 100/5 рег. № 15128-07

НАЛИ-СЭЩ кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

рег. № 51621-12

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08

ВЛ 10 кВ №7

Кременево

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S

Ктт = 100/5 рег. № 15128-07

НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 38394-08

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08

ВЛ 10 кВ №8 Малая луха

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S

Ктт = 100/5 рег. № 15128-07

НАЛИ-СЭЩ кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 51621-12

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08

ВЛ 10 кВ №9 Кладово

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S

Ктт = 200/5 рег. № 15128-07

НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 рег. № 38394-08

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08

ВЛ 10 кВ №10

Хознужды РЭС

ТОЛ-10-I

кл.т. 0,5S

Ктт = 200/5 рег. № 15128-07

НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

рег. № 38394-08

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08

Пр имечания

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, 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.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

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	3	4	5	6
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
3 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
6 - 14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
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 %,
		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	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
3 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,0	1,6	1,3	1,3
3 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,1	1,0	1,0
6 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,0	2,5	1,9	1,9
6 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,4	1,5	1,2	1,2
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±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
3 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6

Продолжение таблицы 3

1	2	3	4	5	6
6 - 14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		12% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<1иЗм<1100%	I100 %<1изм<1120%
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
3 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,4	2,1	1,9	1,9
3 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,0	1,7	1,6	1,6
6 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,2	2,9	2,3	2,3
6 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,7	2,0	1,7	1,7
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов $ АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для cos9=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии	от 99 до 101 от 1 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц	от 90 до 110 от 1 до 120 0,5 от 49,6 до 50,4

Продолжение таблицы 4

1	2
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: - средняя наработка до отказа, ч	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД RTU-325H: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	55000
радиосервер точного времени РСТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	55000
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 паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	IOSK 245	12 шт.
Трансформатор тока	SBL 0.8 Н	9 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-10-I	27 шт.
Трансформатор напряжения	CPTf 245/4	6 шт.
Трансформатор напряжения	EOF 36	6 шт.
Трансформатор напряжения	НАЛИ-СЭЩ	1 шт.
Трансформатор напряжения	НАЛИ-СЭЩ-10	1 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	14 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325H	1 шт.
Радиосервер точного времени	РСТВ-01	1 шт.
Методика поверки	РТ-МП-7751-500-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	АУВП.411711.ФСК.058.217.ПС-ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-7751-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Пошехонье. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 26.10.2020 г.

Основные средства поверки:

- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08);
- устройство синхронизирующее Метроном-РТР (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 66731-17);
- термогигрометр ИВА-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11).

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 ЕНЭС ПС 220 кВ Пошехонье», аттестованной ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

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, ул. 1-ая Магистральная, д. 17, стр. 5, этаж 3

Телефон: +7 (495) 620-08-38 Факс: +7 (495) 620-08-48

Web-сайт: www.ackye.ru

E-mail: eaudit@ackye.ru

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Приложение № 10 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2332

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Пески № 450

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Пески № 450 (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.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), устройство синхронизации системного времени (УССВ), 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;

- хранение информации по заданным критериям;

- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Программное обеспечение

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 110 кВ Пески - Суворово II цепь	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12	НАМИ-110 кл.т. 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 60353-15	Dialog ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 22422-07	TKi6L рег.№ 36643-07
2	ВЛ 110 кВ Пески - Фабричная	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12	НАМИ-110 кл.т. o,2 Ктн = (1ioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 6o353-15	Dialog ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 22422-07
3	ВЛ 110 кВ Фосфоритная-Пески	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12	НАМИ-110 кл.т. o,2 Ктн = (1ioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 6o353-15	Dialog ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 22422-07
4	ВЛ 110 кВ Пески - Неверово	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12	НАМИ-110 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 6o353-15	Dialog ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 22422-07
5	ВЛ 110 кВ Пески - Серная	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 52261-12	НАМИ-110 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 6o353-15	Dialog ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 22422-07

Продолжение таблицы 2

ОЭВ-110 кВ

CA 123

кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5 рег. № 23747-12

ТН 1СШ:

НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) заврег. № 77917-20

ТН 2СШ:

НАМИ-110

кл.т. o,2 Ктн = (1ioooo/^3)/(ioo/^3) заврег. № 6o353-15

Dialog ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 22422-07

ТК161.

рег.№ 36643-07

Примечания

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, 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.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

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 o,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	I100 %<1изм<1120%
1	2	3	4	5	6
1 - 5 (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
6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4

Продолжение таблицы 3

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 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 о/о^зм^т⁰/»	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	1,8	1,4	1,0	1,0
1 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,5	0,9	0,8	0,8
6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,0	1,6	1,3	1,3
6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,1	1,0	1,0
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±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 - 5 (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
6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±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 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,2	1,9	1,6	1,6
1 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,9	1,5	1,4	1,4
6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,4	2,1	1,9	1,9
6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,0	1,7	1,6	1,6

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с

Пр имечания

1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от I2%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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 -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для серверов, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Dialog ZMD: - средний срок службы, лет	30
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД TK16L: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	55000
радиосервер точного времени РСТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	55000
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 паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТГФМ-110	15 шт.
Трансформатор тока	CA 123	3 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-110	3 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57 У1	3 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Dialog ZMD	6 шт.
Устройство сбора и передачи данных	ТК1(Я.	1 шт.
Радиосервер точного времени	РСТВ-01	1 шт.
Методика поверки	РТ-МП-7729-500-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	ТГСПБ.411711.001.Ц.003.212.ПС-ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-7729-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Пески № 450. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 09.10.2020 г.

Основные средства поверки:

- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08);
- устройство синхронизирующее Метроном-РТР (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 66731-17);
- прибор комбинированный Testo 622 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13).

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 ЕНЭС ПС 220 кВ Пески № 450», аттестованной ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

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, ул. 1-ая Магистральная, д. 17, стр. 5, этаж 3

Телефон: +7 (495) 620-08-38

Факс: +7 (495) 620-08-48

Web-сайт: www.ackye.ru

E-mail: eaudit@ackye.ru

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Техническая поддержка

5687 Kb

Файлов: 10 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2332 от 31.12.2020

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

5687 Kb

Файлов: 10 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2332 от 31.12.2020

Текст приказа Росстандарта № 2332 от 31.12.2020

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель