Приказ Росстандарта №2334 от 31.12.2020

№2334 от 31.12.2020
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 221220
Об утверждении типа средств измерений
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 2334 от 31.12.2020

2020 год
месяц December

5619 Kb

Файлов: 10 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2334

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 АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

220 кВ Вичуга

Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРО ЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва

80417-20

РТ-МП-7601-500-

2020

4 года

Приложение №1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)

Комбинат "Волна"

Акционерное общество "Сибэнергоконтроль" (АО "Сибэнергоконтроль"), г. Кемерово

80486-20

МИ 3000-2018

4 года

Приложение №2

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО

"ЭК "Евразия"

Общество с ограниченной ответственностью "Энергосбытовая кампания "Евразия" (ООО "ЭК "Евразия"), г. Екатеринбург

80487-20

МП 012-2020

4 года

Приложение №3

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала "Невский" ПАО "ТГК-1"

Центральная теплоэлектроцентраль

Филиала "Невский" Публичного акционерного общества "Территориальная Генерирующая Компания №1" (Центральная ТЭЦ филиала "Невский" ПАО "ТГК-1"), г. Санкт-Петербург

80488-20

МП-312601-005.20

4 года

Приложение №4

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ПЭК" (ПС 110/6 кВ Луч)

Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоСнабСтройПроект" (ООО "ЭССП"), г.

Владимир

80489-20

РТ-МП-7231-500-

2020

4 года

Приложение №5

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (6 очередь)

Общество с ограниченной ответственностью "Новая энергетическая компания" (ООО "НЭК"), г. Краснодар

80490-20

МП ЭПР-294-2020

4 года

Приложение №6

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО

"Нестле"

Общество с ограниченной ответственностью

"ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), г. Красногорск

80491-20

МП ЭПР-293-2020

4 года

Приложение №7

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" (3-я очередь)

Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизация Комплект Учет Проект" (ООО "АКУП"), г. Москва

80492-20

МП ЭПР-290-2020

4 года

Приложение №8

ООО "КЭС" (ООО "Новоросметалл")

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

80493-20

МИ 3000-2018

4 года

Приложение №9

10.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) АО

"Корпорация "ГРИНН"

Гипермаркет "ЛИНИЯ" г. Смоленск

Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир

80494-20

МП СМО-0310-2020

4 года

Приложение №10

11.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ

"Макарьево"

Общество с ограниченной ответственностью

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

Москва

80495-20

МП 206.1-103

2020

4 года

Приложение №11

12.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС

ПС 220 кВ "Сергач"

Общество с ограниченной ответственностью

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

Москва

80496-20

МП 206.1-062

2020

4 года

Приложение

№12

13.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

500 кВ "Азот"

Общество с ограниченной ответственностью

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

Москва

80497-20

МП 206.1-104

2020

4 года

Приложение №13

14.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Корпорация "ГРИНН", Гипермаркет "ЛИНИЯ", 309070, Белгородская обл., Яковлевский р-н, г. Строитель, ул. 5

Августа, д.28

Акционерное общество

"РЭС Групп" (АО "РЭС

Групп"), г. Владимир

80498-20

МП СМО-0110-

2020-1

4 года

Приложение

№14

15.

330 кВ Лоухи

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

Москва

80499-20

РТ-МП-7731-500-

2020

4 года

Приложение

№15

16.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Татэнергосбыт" двенадцатая очередь

Акционерное общество "Татэнергосбыт" (АО "Татэнергосбыт"), г. Казань

80500-20

МП СМО-2610-2020

4 года

Приложение

№16

17.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) "ВЭС

"Фунтово"

Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), г. Красногорск

80501-20

МП ЭПР-303-2020

4 года

Приложение №17

18.

Система

автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

220 кВ Заря № 720

Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРО

ЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва

80502-20

РТ-МП-7824-500-

2020

4 года

Приложение

№18

19.

220 кВ Кострома-2

Общество с ограниченной ответственностью

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

Москва

80503-20

РТ-МП-7861-500-

2020

4 года

Приложение №19

20.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

330 кВ Бологое

Общество с ограниченной ответственностью

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

Москва

80504-20

РТ-МП-7730-500-

2020

4 года

Приложение №20

21.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии

АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

220 кВ КС-29

Общество с ограниченной ответственностью

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

Москва

80505-20

РТ-МП-7728-500-

2020

4 года

Приложение №21

автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АНИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Сокол

Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр " ЭНЕРГО АУДИТКОНТРО ЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва

80506-20

	РТ-МП-7860-500-	4 года	Приложение
	2020		№22

Приложение № 5 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2334

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПЭК» (ПС 110/6 кВ Луч)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПЭК» (ПС 110/6 кВ Луч) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 (ИВК), включает в себя сервер ООО «ПЭК» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10 (Рег. № 41681-10), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени; периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК, а также сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной, рассчитанной и замещенной информации и т.д.) и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений и данных о состоянии соответствующих средств измерений);

ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;

формирование интегральных актов электроэнергии и актов учета перетоков электроэнергии;

формирование и передача результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070, а также в иных форматах в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным и прочим заинтересованным организациям;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ); предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу). Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчик и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Сервер АИИС КУЭ осуществляет хранение и предоставление данных для оформления справочных и отчетных документов. Сервер АИИС КУЭ (или оператор АРМ) осуществляет передачу данных в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, смежному субъекту в виде XML макета формата 80020.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы УСВ, счетчика, сервера АИИС КУЭ.

В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-2. УСВ-2 осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов сервера и УСВ-2.

Сравнение показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчика и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Наименование ПО	ПО «Пирамида 2000»
Идентификационное наименование ПО	CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)	e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5
Идентификационное наименование ПО	CalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)	b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Продолжение таблицы 1

1	2
Идентификационное наименование ПО	CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)	d79874d10fc2b156a0fdc27e 1ca480ac
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5
Идентификационное наименование ПО	Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)	52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5
Идентификационное наименование ПО	ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)	6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5
Идентификационное наименование ПО	ParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)	48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5
Идентификационное наименование ПО	ParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)	c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5
Идентификационное наименование ПО	ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)	ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5
Идентификационное наименование ПО	SynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)	530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5
Идентификационное наименование ПО	VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)	1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

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

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование

ИК

Состав ИК АИИС КУЭ

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

ПС 110 кВ Луч, КРУН-6 кВ, 1 с. ш., ф. 6015

ТЛМ-10 кл.т. 0,5

кт.т. 100/5 Рег. № 2473-69

НАМИ-10

кл.т. 0,2

кт.н. 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М.05

кл.т. 0,5S/1

Рег. № 36697-12

Сервер АИИС КУЭ

УСВ-2, Рег. №

41681-10

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК	COSф	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), %
Номер ИК	COSф	I1(2)< 1изм< I 5 %	I5 %< 1изм< I 20 %	I 20 %< Кзм< I 100 %	I100 %< !изм< I 120 %
1 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 S	1,0		±2,1	±1,6	±1,4
	0,9		±2,6	±1,7	±1,5
	0,8		±3,1	±1,9	±1,6
	0,7		±3,7	±2,2	±1,8
	0,5		±5,5	±3,0	±2,3
Номер ИК	simp	Пределы допу измерении реа применения АИ	скаемой относительной погрешности ИК при ктивной электроэнергии в рабочих условиях 1С КУЭ (5), %
Номер ИК	simp	I 2 %< 1изм< I 5 %	I5 %< Кзм< I 20 %	I 20 %< Кзм< I 100 %	I100 %< Кзм< I 120 %
1 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик 1,0	0,44	-	±7,1	±4,6	±3,9
	0,6	-	±5,4	±3,8	±3,5
	0,71	-	±4,7	±3,5	±3,3
	0,87	-	±4,0	±3,2	±3,1
Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия применения:
параметры сети:
напряжение, % от ином	от 98 до 102
ток, % от 1ном	от 100 до 120
частота, Гц	от 49,85 до 50,15
коэффициент мощности cos ф	0,9
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
относительная влажность воздуха при +25 °С, %	от 30 до 80
Рабочие условия применения:
параметры сети:
напряжение, % от ином	от 90 до 110
ток, % от 1ном;	от 5 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, °С	от -40 до +50
температура окружающей среды для счетчиков, °С	от +5 до +35
относительная влажность воздуха при +25 °С, %	от 75 до 98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2

Продолжение таблицы 4

1	2
УСВ-2:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Глубина хранения информации
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер:
хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

В журналах событий счетчиков 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.

Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;

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

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

Комплектность средства измерений

Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Тип	Количество
Трансформатор тока	ТЛМ-10	2 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-10	1 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.05	1 шт.
Устройство синхронизации времени	УСВ-2	1 шт.
Сервер АИИС КУЭ	-	1 шт.
Методика поверки	РТ-МП 7231-500-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	ЭССО.411711.АИИС.296.01 ПФ	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП 7231-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПЭК» (ПС 110/6 кВ Луч). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 12.05.2020 г.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;

прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер 39952-08;

прибор комбинированный Testo 622, регистрационный номер 53505-13;

радиочасы МИР РЧ-02 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.

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 (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПЭК» (ПС 110/6 кВ Луч)», аттестована ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоСнабСтройПроект»

(ООО «ЭССП»)

ИНН 3329033950

Адрес: 600000, г. Владимир, ул. Большая Московская, д 22А

Телефон: +7 (4922) 47-09-37, 47-09-36

Факс: +7(4922) 47-09-37

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 д. 31

Телефон: +7(495) 544-00-00, +7(499) 129-19-11

Факс: +7(499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

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

Приложение № 6 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2334

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (6 очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (6 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), 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 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.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН

осуществляется в счетчиках, на сервере данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.

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 сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, системному оператору 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 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 с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 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 «Энергосфера»
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 электро-энергии	Метрологические характеристики ИК
Но мер ИК	Наименование точки измерений	ТТ	ТН	Счетчики	УСВ	Сервер	Вид электро-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	2БКТП ТМ-3- 1452п 10 кВ, РУ-10 кВ, СШ 10 кВ, Ввод 10 кВ	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 40/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; С	ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18	УСВ-3 Рег. № 64242-16	Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2	Активная Реак тивная	1,3 2,5	3,3 5,6
2	ТП-Т7-80п 10 кВ, РУ-10 кВ, СШ 10 кВ, Ввод 10 кВ	ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 40/5 Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С	3хЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2 10000/^3/100/^3 Рег. № 71707-18 Фазы: АВС	Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11			Активная Реактивная	1,1 2,2	3,2 5,6
3	ТП 5034 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	ТТН100 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С	-	ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07			Активная Реактивная	1,0 2,1	3,2 5,5
4	ТП 4813 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	ТТН100 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С	-	ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04			Активная Реактивная	1,0 2,1	3.2 5.2

Продолжение таблицы 2

ТП 4813А 10 кВ, РУ-0,4 кВ,

Ввод 0,4 кВ

ТТН60

Кл.т. 0,5

600/5

Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05.16

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 27779-04

УСВ-3

Рег. № 64242-16

Fujitsu

PRIMERGY

RX2510 M2

Активная

Реак

тивная

1,0

2,1

ВРУ-0,4 кВ Федерация мотоциклетного спорта Пензенской области, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

Меркурий 236

ART-02 PQRS

Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 47560-11

Активная

Реактивная

1,0

2,0

3,2

6,1

ВЛ 10 кВ №6 Студеновская, Оп. №19, ВЛ

10 кВ ТП 426п, Рекло-узер 10 кВ

ТОЛ-НТЗ-10

Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-К-10 У2

Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3

Рег. № 57686-14 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,6

ПС 110 кВ

Колышлей,

ЗРУ-10 кВ, СШ 10 кВ, Яч. №7, ВЛ 10 кВ

№7 Птицефабрика

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5 75/5

Рег. № 47959-16 Фазы: А; С

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02

Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,6

ВЛ 10 кВ №26 Пограничная, Оп. №27, ВЛ

10 кВ ТП 1, ПКУ 10 кВ

ТОЛ-НТЗ-10

Кл.т. 0,5 100/5

Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С

Меркурий 234

ARTM2-00 DPB.G

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 48266-11

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

Продолжение таблицы 2

ТП-2169п 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ

ТС 12

Кл.т. 0,5

2500/5

Рег. № 26100-03 Фазы: А; B; С

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu

PRIMERGY

RX2510 M2

Активная

Реактивная

1,0

2,1

3,2

5,5

ТП-2169п 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ

ТС 12

Кл.т. 0,5

2500/5

Рег. № 26100-03 Фазы: А; B; С

СЭТ-4ТМ.02М.11

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,0

2,1

3,2

5,5

ТП КЗ-1-229

10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1

ТОЛ-СВЭЛ-10

Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 42663-09 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-ЭК-10

Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3

Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,6

ВЛ 10 кВ В-3, Оп. №58, ВЛ 10 кВ ТП В-3-134п, КРН-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл.т. 0,5 100/5

Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С

ЗНОЛ

Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 33044-08 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02М.02

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

±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 указана 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
1	2
Количество ИК	13
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином	от 95 до 105
ток, % от 1ном	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином	от 90 до 110
ток, % от 1ном	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от +5 до +35
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236, СЭТ-4ТМ.02М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08), СЭТ-4ТМ.02М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
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

Продолжение таблицы 3

1	2
Глубина хранения информации:
для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М,
СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	10
для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	170
при отключении питания, лет, не менее	10
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	56
при отключении питания, лет, не менее	10
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;

сервера.

- 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	Количеств о, шт./экз.
1	2	3
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ-10	5
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ-10	9
Трансформаторы тока	ТТН100	6
Трансформаторы тока	ТТН60	3
Трансформаторы тока опорные	ТОЛ-10-1	2
Трансформаторы тока	ТС 12	6
Трансформаторы тока	ТОЛ-СВЭЛ-10	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-НТЗ-10	9
Трансформаторы напряжения	3хЗНОЛ-СЭЩ-10	1
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-К-10 У2	3
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	1
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ	3
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	2
Счетчики электрической энергии статические трехфазные	Меркурий 234	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05М	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05	2
Счетчики электрической энергии статические трехфазные	Меркурий 236	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.02М	3
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер	Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2	1
Методика поверки	МП ЭПР-294-2020	1
Паспорт-формуляр	33178186.411711.006.ФО	1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-294-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (6 очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 12.10.2020 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» 28.04.2016 г.;
- счетчиков Меркурий 234 - по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» с изменением № 2, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.08.2017 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - с методикой поверки ИЛГШ.411152.126РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2005 г.;
- счетчиков Меркурий 236 - по документу АВЛГ.411152.034 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 236». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 15.08.2016 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-08) - с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - по документу

ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.

Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.02М (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.;

- УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 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 ООО «НЭК» (6 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) ООО «НЭК» (6 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 «Новая энергетическая компания» (ООО «НЭК»)

ИНН 2308259377

Адрес: 350051, Краснодарский край, г. Краснодар, ул. Рашпилевская, д. 256 Юридический адрес: 350051, Краснодарский край, г. Краснодар, ул. Рашпилевская, д. 256, оф. 7

Телефон: (800) 700-69-83

Web-сайт: www.art-nek.ru

E-mail: info@art-nek.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 № 8 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2334

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» (3-я очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» (3-я 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 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 с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью 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.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи (1 раз в сутки), корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину не менее ±1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО	CalcCli-ents.dll	CalcLeak age.dll	CalcLoss es.dll	Metrolo-gy.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО	e55712d0 ЫЬ21906 5d63da94 9114dae4	bl959ff70 belebl7c 83f7b0f6d 4al32f	d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac	52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Значение
ParseBin. dll	Par- seIEC.dll	Parse-Modbus.dll	ParsePira mida.dll	Synchro NSLdll	Verify- Time.dll
не ниже 3.0
6f557f885	48e73a92	c391d642	ecf532935	530d9b01	lea5429b
Ь7372613	83dle664	71acf405	cala3fd32	26f7cdc2	261fb0e2
28cd7780	9452lf63	5bb2a4d3	15049aflf	3ecd814c	884f5b35
5bdlba7	d00b0d9f	felf8f48	d979f	4eb7ca09	6aldle75

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

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %

РП-13 10 кВ, РУ-10 кВ,

I с.ш. 10 кВ, яч. 14, КЛ-10 кВ Л-1

ТПЛ-10-М

Кл.т. 0,5S 300/5

Рег. № 47958-16

Фазы: А

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5

Рег. № 1276-59

Фазы: С

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

10000/100

Рег. № 831-69

Фазы: АВС

Меркурий 230 ART-00

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

DF01

Рег. №

60327-15

HP Proliant

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,6

РП-13 10 кВ, РУ-10 кВ,

II с.ш. 10 кВ, яч.

10, КЛ-10 кВ Л-2

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 300/5

Рег. № 2363-68

Фазы: А

ТПЛ-10-М

Кл.т. 0,5 300/5

Рег. № 47958-11

Фазы: С

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

10000/100

Рег. № 831-69

Фазы: АВС

Меркурий 230 ART-00

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

ML110 G9

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,6

±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 указана для тока 5 % от 1ном; cos ф = 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	2
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином	от 95 до 105
ток, % от 1ном	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: напряжение, % от ином ток, % от 1ном	от 90 до 110
коэффициент мощности cosф	от 5 до 120
частота, Гц	от 0,5 до 1,0
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,	от -45 до +40
°С	от +5 до +35
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +15 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	150000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	30000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	85
при отключении питания, лет, не менее	10
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;

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;

сервера.

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

счетчиков электрической энергии;

сервера.

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.
1	2	3
Трансформаторы тока проходные	ТПЛ-10-М	2
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией	ТПЛ-10	1
Трансформаторы тока	ТПЛМ-10	1

Продолжение таблицы 4

1	2	3
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66	2
Счетчики электрической энергии трехфазные статические	Меркурий 230	2
Модули приема сигнала точного времени	DF01	1
Сервер	HP Proliant ML110 G9	1
Методика поверки	МП ЭПР-290-2020	1
Паспорт-формуляр	АКУП.411711.012.ПФ	1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-290-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» (3-я очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 06.10.2020 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 Меркурий 230 - по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики

электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.05.2007 г.;

- DF01 - по документу МП РТ 2215-2015 «ГСИ. Модули приема сигнала точного времени «DF01» ЛАМТ.426472.002. Методика поверки», с изменением № 1, утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 31.05.2017 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 ООО «НЭСК» (3-я 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) ООО «НЭСК» (3-я 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 «Автоматизация Комплект Учет Проект» (ООО «АКУП»)

ИНН 7725743133

Адрес: 111024, г. Москва, ул. 2-я Энтузиастов, д. 5, корп. 40, офис 307 Телефон: (985) 343-55-07

E-mail: proekt-akup@yandex.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

Приложение № 7 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2334

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нестле» (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 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 с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, формирование отчетных документов.

Дополнительно 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 ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи 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.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется один раз в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УСВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчика с часами сервера осуществляется один раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕН	[ТР»
Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
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

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %

РП 10 кВ, яч.5

ТЛО-10

Кл.т. 0,5S 1000/5

Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-ЭК-10

Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3

Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18

УСВ-3

Рег. № 64242-16

HPE ProLiant

DL180

Gen10

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,6

РП 10 кВ, яч.26

ТЛО-10

Кл.т. 0,5S 1000/5

Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-ЭК-10

Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3

Рег. № 47583-11

Фазы: А; В; С

ПСЧ-

4ТМ.05МК.00

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 50460-18

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,6

ПС 110/10 кВ

Денисово

РУ-10 кВ, яч. 9

ТОЛ-НТЗ-10

Кл.т. 0,5S 600/5

Рег. № 69606-17

Фазы: А; В; С

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 64450-16

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,6

ПС 110/10 кВ

Денисово

РУ-10 кВ, яч. 10

ТОЛ-НТЗ-10

Кл.т. 0,5S 600/5

Рег. № 69606-17

Фазы: А; В; С

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

ПСЧ-

4ТМ.05МК.00.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 46634-11

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,6

±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 указана для тока 2 % 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	4
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином	от 95 до 105
ток, % от 1ном	от 1 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: напряжение, % от ином ток, % от 1ном	от 90 до 110
коэффициент мощности cosф	от 1 до 120
частота, Гц	от 0,5 до 1,0
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,	от -45 до +40
°С	от +5 до +35
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
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	100000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	40
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;

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;

сервера.

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

счетчиков электрической энергии;

сервера.

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.
1	2	3
Трансформаторы тока	ТЛО-10	6
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ-10	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10	6

Продолжение таблицы 4

1	2	3
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	4
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер	HPE ProLiant DL180 Gen10	1
Методика поверки	МП ЭПР-293-2020	1
Формуляр	ЭНПР.411711.046.ФО	1

Поверка осуществляется по документу МП ЭПР-293-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нестле». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 09.10.2020 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 (рег. № 50460-18, 64450-16) - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 46634-11) - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.03.2011 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.;
- 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 ООО «Нестле», 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) ООО «Нестле»

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 «ЭнергоПромРесурс»

(ООО «ЭнергоПромРесурс»)

ИНН 5024145974

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

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

Приложение № 9 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2334

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ООО «Новоросметалл»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ООО «Новоросметалл») предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации 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), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии и мощности (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер HP ProLiant DL180 G6 ООО «КЭС» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа УСВ-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (Рег. № 41681-10), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и технических средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

АИИС КУЭ обеспечивает:

- автоматическое выполнение измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности (прямого и обратного направления) с заданой дискретностью 30 мин.;
- сбор и передачу журналов событий счектчиков в базу данных ИВК;
- автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе СОЕВ АИИС КУЭ;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направления) с заданной дискретностью 30 мин.;
- хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений информации о состоянии средств измерений («Журнал событий»);
- обработка, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте (с электронной подпистю);

- по запросу коммерческого оператора дистанционный доступ к результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;

- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи и восстановления питания.

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. 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний, второй уровень системы, по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредствам сотовой GSM связи (GPRS соединение), где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня 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 (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии любого расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При любом расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени счетчика.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». 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	«Пирамида 2000»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 3.0
Наименование программного модуля ПО	CalcClients.dll
Цифровой идентификатор ПО	e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Наименование программного модуля ПО	CalcLeakage.dll
Цифровой идентификатор ПО	b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
Наименование программного модуля ПО	CalcLosses.dll
Цифровой идентификатор ПО	d79874d10fc2b156a0fdc27e 1ca480ac
Наименование программного модуля ПО	Metrology.dll
Цифровой идентификатор ПО	52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Наименование программного модуля ПО	ParseBin.dll
Цифровой идентификатор ПО	6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Наименование программного модуля ПО	ParseIEC.dll
Цифровой идентификатор ПО	48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Наименование программного модуля ПО	ParseModbus.dll
Цифровой идентификатор ПО	c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Наименование программного модуля ПО	ParsePiramida.dll
Цифровой идентификатор ПО	ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Наименование программного модуля ПО	SynchroNSI.dll
Цифровой идентификатор ПО	530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Наименование программного модуля ПО	VerifyTime.dll
Цифровой идентификатор ПО	1 ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	УССВ/Сервер	Вид электрической энергии и мощности
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Кириловская-Новоросметалл	ТФЗМ-110Б-1У1 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-88	НКФ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12	УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6	активная реактивная
2	ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Кириловская-Новороссийск 1ц с отпайками	ТФЗМ-110Б-1У1 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2793-88	НКФ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 26452-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17		активная реактивная
3	ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Новороссийск- Новоросметалл с отпайками	ТВЭ-35УХЛ2 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 13158-92	ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 912-70 Рег. № 912-05	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17		активная реактивная
4	ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» КРУН-6 кВ яч. 23, Щит СН 6/0,4 кВ АЗС	ТТИ 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-06	-	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная
5	ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» КРУН-6 кВ яч. 8, кл-6 кВ	ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная
6	ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» КРУН-6 кВ яч. 9, кл-6 кВ	ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
7	ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» КРУН-6 кВ яч. 7, кл-6 кВ	ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6	активная реактивная
8	ПС 110/35/6 кВ «Новоросметалл» КРУН-6 кВ яч. 1А, кл-6 кВ	ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-00	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная
9	ТП-501 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2СШ, яч. 5, кл-6 кВ	ТОЛ-10-I 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07	ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная
10	ТП-501 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2СШ, яч. 3, Ввод Т-2	ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07	ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17		активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
11	ТП-501 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ, яч. 8, кл-6 кВ на ТП-503 Автомехстрой	ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07	ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12	УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6	активная реактивная
12	ТП-501 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ, яч. 10, Ввод Т-1	ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07	ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17		активная реактивная
П р и м е ч а н и я 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 5 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 АИИС КУЭ (активная энергия и мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы основной относительной погрешности измерений, (± 5), %			Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %
		cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1 - 3;8 - 12	ком — ^I1 — ^1,211ном	1,0	1,4	2,3	1,7	2,2	2,9
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	^0,211ном ^—^I1 < ком	1,2	1,7	3,0	1,8	2,4	3,5
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	⁰,⁰⁵¹1ном ^—^I1 < ⁰,²¹1ном	1,8	2,9	5,4	2,3	3,4	5,7
4	¹1ном ^—^I1 ^—^1,2ком	0,6	1,0	1,8	0,9	1,2	1,9
(ТТ 0,5; Счетчик 0,2S)	^0,211ном ^—^I1 < ¹1ном	0,9	1,4	2,6	1,1	1,6	2,8
(ТТ 0,5; Счетчик 0,2S)	⁰,⁰⁵¹1ном ^—^I1 < ⁰,²¹1ном	1,7	2,7	5,2	1,8	2,8	5,3
5 - 7	¹1ном ^—^I1 ^—^1,211ном	0,9	1,2	2,2	1,1	1,5	2,3
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	^0,211ном ^—^I1 < ¹1ном	1,1	1,6	2,9	1,2	1,8	3,0
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	⁰,⁰⁵¹1ном ^—^I1 < ⁰,²¹1ном	1,8	2,8	5,4	1,9	2,9	5,5

П р и м е ч а н и я

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 0 до плюс 40 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 .

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и

мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы относительной основной погрешности измерений, (± 5) , %		Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± 5) , %
		cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6
1 - 3; 8 - 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	ком ^—^I1 ^—^1,211ном	2,1	1,5	4,0	3,8
	^0,211ном ^—^I1 < ком	2,6	1,8	4,3	3,9
	⁰,⁰⁵¹1ном ^—^I1 < ⁰,²¹1ном	4,4	2,7	5,6	4,4
4 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5)	ком ^—^I1 ^—^1,211ном	1,5	1,0	2,3	2,0
	^0,211ном ^—^I1 < ком	2,2	1,3	2,8	2,2
	⁰,⁰⁵¹1ном ^—^I1 < ⁰,²¹1ном	4,2	2,4	4,6	3,0

Продолжение таблицы 4

1	2	3	4	5	6
5 - 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	¹1ном — ^I1 — ^1,211ном	1,9	1,2	2,6	2,1
	^0,211ном ^—^I1 < ¹1ном	2,4	1,5	3,0	2,3
	0,0511ном — Il < 0,211ном	4,3	2,5	4,7	3,1
П р и м е ч а н и я 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 0 до плюс 40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 .

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	12
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до101
- ток, % от 1ном	от 5 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 5 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 0 до +40
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более	3
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2

Продолжение таблицы 5

1	2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
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;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

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

Возможность коррекции времени:

- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (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 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ-110Б-1У1	6
Трансформатор тока	ТВЭ-35УХЛ2	3
Трансформатор тока	ТТИ	3
Трансформатор тока	ТЛМ-10	8
Трансформатор тока	ТОЛ-10-I	8
Трансформатор напряжения	НКФ-110	6
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65	3
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	1
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10	6
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	12
Устройство синхронизации системного времени	УСВ-2	1
Сервер АИИС КУЭ	HP ProLiant DL180 G6	1
Программное обеспечение	«Пирамида 2000»	1
Методика поверки	МИ 3000-2018	1
Формуляр	АСВЭ 285.00.000 ФО	1

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.02.2018 г.

Основные средства поверки:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М по документам: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.; «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.; 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 апреля 2017 г.;
- УССВ УСВ-2 по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02 (Рег. № 46656-11);
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (Рег. № 39952-08);
- 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 ООО «КЭС» (ООО «Новоросметалл») (АИИС КУЭ ООО «КЭС» (ООО «Новоросметалл»))», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ООО «Новоросметалл»)

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 «КЭС» (ООО «КЭС»)

ИНН: 2308138781

Адрес: 350000, Краснодарский край, г. Краснодар, ул. Гимназическая, д. 55/1

Телефон: (861) 268-92-78

Web-сайт: https://www.kes-krd.ru

E-mail: kes@mail.kes23.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике» (ООО «АСЭ»)

ИНН: 3329074523

Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А

Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д. 15

Телефон: (4922) 60-43-42

Web-сайт: autosysen.ru

E-mail: info@autosysen.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике»

Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А

Телефон: (4922) 60-43-42

Web-сайт: autosysen.ru

E-mail: Autosysen@gmail.com

Аттестат аккредитации ООО «АСЭ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.

Приложение № 16 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2334

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» двенадцатая очередь

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» двенадцатая очередь (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, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой 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), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С1, СИКОН С70 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000» и каналообразующую аппаратуру.

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК № 1-2, 10-16 поступает на входы УСПД СИКОН С1, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление

и передача накопленных данных по каналам связи на верхний уровень АИИС КУЭ, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК №№ 4-5 поступают на входы УСПД СИКОН С70, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи на верхний уровень АИИС КУЭ, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК №№ 3, 6-9 поступает на сервер БД, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации.

На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.

Сервер БД обеспечивает прием измерительной информации от следующих АИИС КУЭ сторонних организаций:

- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ЕЦСОИ), регистрационный № 7052918;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Метро Кэш энд Керри» 2011, регистрационный № 4666511;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Помары», регистрационный № 59476-14;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Волжская, регистрационный № 67012-17;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ Вятские Поляны, регистрационный № 65441-16;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110-35 кВ ОАО «Кировэнерго», регистрационный № 34874-07.

Сервер БД также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов ОРЭМ и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).

АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (далее -ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от навигационных космических аппаратов систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS.

УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД (СИКОН С1, СИКОН С70). Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 3, 6-9 проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 1-2, 4-5, 1016 проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационное наименование ПО	Номер версии (идентификационный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
1	2	3	4
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета CalcClients.dll	не ниже 1.0.0.0	E55712D0B1B219065 D63DA949114DAE4
Модуль расчета небаланса энергии/мощности CalcLeakage.dll	не ниже 1.0.0.0	B1959FF70BE1EB17C8 3F7B0F6D4A132F
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах CalcLosses.dll	не ниже 1.0.0.0	D79874D10FC2B156A0 FDC27E1CA480AC
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений Metrology.dll	не ниже 1.0.0.0	52E28D7B608799BB3 CCEA41B548D2C83	MD5
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе ParseBin.dll	не ниже 1.0.0.0	6F557F885B73726132 8CD77805BD1BA7
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК ParseIEC.dll	не ниже 1.0.0.0	48E73A9283D1E66494 521F63D00B0D9F

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus ParseModbus.dll

не ниже 1.0.0.0

C391D64271ACF4055B

B2A4D3FE1F8F48

1	2	3	4
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида ParsePiramida.dll	не ниже 1.0.0.0	ECF532935CA1A3FD3 215049AF1FD979F	MD5
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации SynchroNSI.dll	не ниже 1.0.0.0	530D9B0126F7CDC23E CD814C4EB7CA09
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени VerifyTime.dll	не ниже 1.0.0.0	1EA5429B261FB0E288 4F5B356A1D1E75

ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК 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	Метрологические характеристики ИК
Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счётчик	УСПД/ УСВ	Вид электроэнергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	ПС 35 кВ Кучуково, ОРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Кучуково -Варзи Ятчи	ТОЛ 35-III Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 47959-11	НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-09	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12	СИКОН С1 Рег. № 15236-03/ УСВ-3 Рег. № 64242-16	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±2,8 ±4,2
2	ПС 35 кВ Красный Бор, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Быргында -Красный Бор	ТОЛ 35-II Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 21256-03	НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-09	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СИКОН С1 Рег. № 15236-03/ УСВ-3 Рег. № 64242-16	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±2,8 ±4,2
3	ВЛ 10 кВ ф.13 ПС 110 кВ Пурга, оп.29, ПКУ-10 кВ	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 32139-06	ЗНОЛП Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 23544-07	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12	-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±2,8 ±4,2

ПС 110 кВ Крыловка, ЗРУ-10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ, яч. 46, КЛ-10 кВ

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

Ктт 200/5

Рег. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/100

Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

СИКОН С70

Рег.

№ 28822-05/

УСВ-3 Рег.

№ 64242-16

активная

реактивная

±1,0

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ Крыловка, ЗРУ-10 кВ,

3 с.ш. 10 кВ, яч. 9, КЛ-10 кВ

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

Ктт 200/5

Рег. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/100

Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,0

±2,7

±3,1

±5,6

ТП 10 кВ 16-7, РУ-10 кВ,

1 с.ш. 10 кВ, яч.7, КЛ-10 кВ

ТОЛ-10 III

Кл. т. 0,2S

Ктт 75/5 Рег. № 36308-07

НОЛП-10

Кл. т. 0,2

Ктн 10000/100

Рег. № 27112-04

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

УСВ-3 Рег.

№ 64242-16

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

ТП 10 кВ 16-7, РУ-10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ, яч.8,

КЛ-10 кВ

ТОЛ-10 III

Кл. т. 0,2S Ктт 75/5

Рег. № 36308-07

НОЛП-10

Кл. т. 0,2

Ктн 10000/100

Рег. № 27112-04

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

ПС 220 кВ

Зеленодольская,

ОРУ-220 кВ,

ВЛ 220 кВ Зеленодольская -Волжская

ТОГФ-220 УХЛ1

Кл. т. 0,2S

Ктт 300/1

Рег. № 61432-15

НДКМ-220 УХЛ1

Кл. т. 0,2

Ктн 220000/^3/100/^3

Рег. № 60542-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

ПС 220 кВ

Зеленодольская,

ОРУ-220 кВ,

ВЛ 220 кВ Зеленодольская -Помары

ТОГФ-220 УХЛ1

Кл. т. 0,2S

Ктт 600/1

Рег. № 61432-15

НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2

Ктн 220000/^3/100/^3

Рег. № 60542-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

ПС 110 кВ Кукмор, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, отпайка от ВЛ 110 кВ Вятские

Поляны - Малмыж с отпайками

ТФЗМ-110Б-ГУ1

Кл. т. 0,5

Ктт 600/5

Рег. № 2793-71

НКФ110-83У1 Кл. т. 0,5

Ктн 110000/^3/100/^3

Рег. № 1188-84

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

СИКОН С1 Рег.

№ 15236-03/

УСВ-3 Рег.

№ 64242-16

активная

реактивная

±1,0

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ Кукмор, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, отпайка от ВЛ 110 кВ Вятские

Поляны - Малмыж с отпайками (резерв)

ТФЗМ-110Б-ГУ1

Кл. т. 0,5

Ктт 600/5

Рег. № 2793-71

НКФ110-83У1 Кл. т. 0,5

Ктн 110000/^3/100/^3

Рег. № 1188-84

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ Кукмор, ОРУ-110 кВ, ОВ 110 кВ

ТФЗМ-110Б-ГУ1

Кл. т. 0,5

Ктт 600/5

Рег. № 2793-71

НКФ110-83У1 Кл. т. 0,5

Ктн 110000/^3/100/^3

Рег. № 1188-84

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ Сардек, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ Т-1

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

Ктт 300/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/100

Рег. № 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

СИКОН С1 Рег.

№ 15236-03/

УСВ-3 Рег.

№ 64242-16

активная

реактивная

±1,0

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ Сардек,

КРУН-10 кВ,

1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ Т-1 (резерв)

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

Ктт 300/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/100

Рег. № 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,0

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ Сардек,

РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТТИ-А

Кл. т. 0,5S

Ктт 100/5

Рег. № 28139-12

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±3,0

±5,5

1	2	3	4	5	6	7	8	9
16	ПС 110 кВ Сардек, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 (резерв)	ТТИ-А Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 28139-12	-	СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12	СИКОН С1 Рег. № 15236-03/ УСВ-3 Рег. № 64242-16	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±4,2 ±7,1
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС 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 для: - cos9 = 0,8инд 1=0,01 -1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 15-16 от минус 40 до плюс 60 °C. - cos9 = 0,8инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-3, 6-9 от минус 40 до плюс 60 °C. - cos9 = 0,8инд 1=0,05^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 4-5, 10-14 от минус 40 до плюс 60 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6. Допускается замена УСВ и УСПД на аналогичные, утвержденных типов. 7. 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 АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	16
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 для ИК №№ 15-16	от 1 до 120
для ИК №№ 1-3, 6-9	от 2 до 120
для ИК №№ 4-5, 10-14	от 5 до 120
- коэффициент мощности	от 0,5инд до 0,8емк
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ^оС	от -40 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ^оС	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД: СИКОН С1; СИКОН С70	от -10 до +50
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ-3:	от -25 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ^оС	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: Типа СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03.08 (рег. № 27524-04) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Типа СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Типа СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03М.09 (рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Типа СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03М.16 (рег. № 36697-17) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2

1	2
УСПД: СИКОН С1, СИКОН С70
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- 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:
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	40
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее	45
- хранение данных при отключении питания, лет, не менее	5
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:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- 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.
1	2	3
Трансформатор тока	ТВЛМ-10	4
Трансформатор тока	ТОЛ 35-II	3
Трансформатор тока	ТЛМ-10	2
Трансформатор тока	ТФЗМ-110Б-ГУ1	6
Трансформатор тока	ТТИ-А	3
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	3
Трансформатор тока	ТОЛ-10 III	4
Трансформатор тока	ТОЛ 35-III	3
Трансформатор тока	ТОГФ-220 УХЛ1	6
Трансформатор напряжения	НКФ110-83У1	6
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10-2	1
Трансформатор напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	2
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП	3
Трансформатор напряжения	НОЛП-10	4
Трансформатор напряжения	НДКМ-220 УХЛ1	6
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	2

1	2	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03.08	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.09	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	5
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.16	2
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Устройство сбора и передачи данных	СИКОН С1	4
Устройство сбора и передачи данных	СИКОН С70	1
Программное обеспечение	«Пирамида 2000»	1
Методика поверки	МП СМО-2610-2020	1
Паспорт-Формуляр	РЭСС.411711.АИИС.819 ПФ	1

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-2610-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» двенадцатая очередь. Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 02.11.2020 г.

Основные средства поверки:

- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03.08 (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 ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков 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 ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03М.09 (рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03М.16 (рег. № 36697-17) - по документу ИЛГШ 411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03М, СЭТ-4ТM.02М. Руководство по эксплуатации». Часть 2. «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- УСПД СИКОН С1 (Рег. № 15236-03) - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2008 году;
- УСПД СИКОН С70 (Рег. № 28822-05) - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С 70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 году;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 (Рег. № 64242-16) - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
- термогигрометр «Ива-6Н-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 257-49.

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) АО «Татэнергосбыт» двенадцатая очередь, аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ АО «Татэнергосбыт» двенадцатая очередь.

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

Акционерное общество «Татэнергосбыт»

(АО «Татэнергосбыт»)

ИНН 1657082308

Адрес: 420059, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Павлюхина, д. 110 «В»

Телефон: 8(843)567-70-59

E-mail: office@tatenergosbyt.ru

Испытательный центр

Акционерное общество «РЭС Групп»

(АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, область Владимирская, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9 Телефон: 8 (4922) 22-21-62

Факс: 8 (4922) 42-31-62

E-mail: post@orem.su

Аттестат об аккредитации АО «РЭС Групп» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312736 от 17.07.2019 г.

Приложение № 13 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2334

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Азот»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Азот» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

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

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

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

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

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

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

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

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

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

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

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит УССВ, которое синхронизировано с национальной шкалой времени UTC (SU) по сигналам ГЛОНАСС.

Коррекция шкалы времени УСПД выполняется автоматически при достижении расхождения со шкалой времени ИВК равного или более 1 с. Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени ИВК осуществляется с интервалом не более 60 мин.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут, коррекция шкалы времени счетчиков выполняется при достижении расхождения со шкалой времени УСПД равного или более 2 с.

Программное обеспечение

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

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

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО

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

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

Метрологические и технические характеристики

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

№ ИК	Диспетчерское наименование точки учёта	Состав ИК АИИС КУЭ				Вид электроэнергии
№ ИК	Диспетчерское наименование точки учёта	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД/ УССВ	Вид электроэнергии
1	2	3	4	5	6	7
1	ОРУ 500 кВ, ВЛ 500 кВ Азот- Бугульма	CA 525 кл.т. 0,2S Ктт=3000/1 рег.№ 23747-12	DFK 525 кл.т. 0,2 Ктн=500000/^3/100/^3 рег.№ 23743-02	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная
2	ОРУ 500 кВ, ВЛ 500 кВ Жигулевская ГЭС - Азот	CA 525 кл.т. 0,2S Ктт=3000/1 рег.№ 23747-12	DFK 525 кл.т. 0,2 Ктн=500000/^3/100/^3 рег.№ 23743-02	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97	RTU-325 рег.№ 37288-08/ РСТВ-01-01 рег. № 40586-12	активная реактивная
3	ОРУ 220 кВ, ВЛ 220 кВ ТЭЦ ВАЗа - Азот	IOSK 245 кл.т. 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 26510-09	НКФ-220-58 У1 кл.т. 0,5 Ктн=220000/^3/100/^3 рег.№ 79104-20	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная
4	ОРУ 220 кВ, ОВ- 220 кВ	IOSK 245 кл.т. 0,2S Ктт=2000/1 рег.№ 26510-09	НКФ-220-58 У1 кл.т. 0,5 Ктн=220000/^3/100/^3 рег.№ 79104-20	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная
5	ОРУ 110 кВ яч.3, ВЛ 110 кВ Азот-Стройбаза-1	TG 145N УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 30489-05	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 14205-94	A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-06		активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
6	ОРУ 110 кВ яч.4, ВЛ 110 кВ Азот- Стройбаза-2	TG 145N УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 30489-05	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 14205-94	A1802RALQ-P4- GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-06	RTU-325 рег.№ 37288-08/ РСТВ-01-01 рег. № 40586-12	активная реактивная
7	ОРУ-110 кВ, яч.14, ВЛ-110 кВ Азот- Винтай	ТФЗМ 110Б-Ш У1 кл.т. 0,5 Ктт=1000/1 рег.№ 79095-20	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 14205-94	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная
8	ОРУ-110 кВ, яч.11, ВЛ-110 кВ Азот-Елховка	IOSK-123 кл.т. 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 26510-09	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 14205-94	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная
9	ОРУ-110 кВ, яч.13, ВЛ-110 кВ Азот-Комсомольская	ТФЗМ 110Б-Ш У1 кл.т. 0,5 Ктт=1000/1 рег.№ 79095-20	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 14205-94	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная
10	ОРУ-110 кВ, яч.10, ВЛ 110 кВ Азот- Матюшкино	IOSK-123 кл.т. 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 26510-09	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 14205-94	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
11	ОРУ-110 кВ, яч.12, ВЛ-110 кВ Азот-Мусорка	IOSK-123 кл.т. 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 26510-09	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 14205-94	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная
12	ОРУ-110 кВ, яч.6, ОВВ-110 кВ (ОВ-110 кВ)	IOSK-123 кл.т. 0,2S Ктт=2000/1 рег.№ 26510-09	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 14205-94	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97	RTU-325 рег.№ 37288-08/ РСТВ-01-01 рег. № 40586-12	активная реактивная
13	ОРУ-110 кВ, яч.9, ВЛ 110 кВ ТоАЗ-5	IOSK 123 кл.т. 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 26510-09	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 14205-94	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная
14	ОРУ-110 кВ, яч.8, ВЛ 110 кВ ТоАЗ-6	IOSK-123 кл.т. 0,2S Ктт=1000/1 рег.№ 26510-09	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег.№ 14205-94	EA02RAL-P4B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная
15	ЩСН-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-3	ТНШЛ 0,66 кл.т. 0,5 Ктт=1500/5 рег.№ 1673-03	-	EA05RALX-B-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-97		активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
16	ЩСН-0,4 кВ, 1 С 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ, Панель №31, ЩСН 0,4 кВ, ПС 500кВ Азот-контейнер связи ОАО МТС	ТОП-0,66 кл.т. 0,5S Ктт=30/5 рег.№ 15174-06	-	EA02RAL-P4B-4W кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-07	RTU-325 рег.№ 37288-08/ РСТВ-01-01 рег. № 40586-12	активная реактивная
17	ЩСН-0,4 кВ, 2 С 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ, Панель №42, ЩСН 0,4 кВ, ПС 500кВ Азот-контейнер связи ОАО МТС	ТОП-0,66 кл.т. 0,5S Ктт=30/5 рег.№ 15174-06	-	EA02RAL-P4B-4W кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 16666-07	RTU-325 рег.№ 37288-08/ РСТВ-01-01 рег. № 40586-12	активная реактивная
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы интервала основной относительной погрешности ИК (активная энергия) %			Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (активная энергия) (±J), %
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6	7	8
1, 2	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,0	1,1	1,8	1,2	1,3	1,9
(ТТ 0,2S; ТН 0,2	0,051н1 < I1 < 0,21н1	0,6	0,8	1,3	0,8	1,0	1,4
(ТТ 0,2S; ТН 0,2	0,21н1 < I1 < 1н1	0,5	0,6	0,9	0,8	0,9	1,2
Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,5	0,6	0,9	0,8	0,9	1,2
3 - 6, 8, 10 - 14	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,1	1,3	2,1	1,3	1,5	2,2
(ТТ 0,2S; ТН 0,5	0,051н1 < I1 < 0,21н1	0,8	1,0	1,7	1,0	1,2	1,8
(ТТ 0,2S; ТН 0,5	0,21н1 < I1 < 1н1	0,7	0,9	1,4	0,9	1,1	1,6
Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,7	0,9	1,4	0,9	1,1	1,6
7, 9	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,8	2,8	5,4	1,9	2,9	5,5
(ТТ 0,5; ТН 0,5 Сч 0,2S)	0,21н1 < I1 < 1н1	1,1	1,6	2,9	1,2	1,7	3,0
(ТТ 0,5; ТН 0,5 Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
15	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,7	2,7	5,3	1,8	2,8	5,3
(ТТ 0,5; ТН -Сч 0,2S)	0,21н1 < I1 < 1н1	0,9	1,4	2,6	1,0	1,5	2,7
(ТТ 0,5; ТН -Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,6	0,9	1,8	0,8	1,1	1,9
16, 17	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,7	2,4	4,6	1,8	2,5	4,7
(ТТ 0,5S; ТН -	0,051н1 < I1 < 0,21н1	0,9	1,4	2,7	1,0	1,5	2,8
(ТТ 0,5S; ТН -	0,21н1 < I1 < 1н1	0,6	0,9	1,8	0,8	1,1	1,9
Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,6	0,9	1,8	0,8	1,1	1,9

Продолжение таблицы 3

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы интервала основной относительной погрешности ИК (реактивная энергия) (±^), %		Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (реактивная энергия) (±J), %
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)	cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)	cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)	cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)
1	2	3	4	5	6
1, 2	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	3,4	2,6	4,8	3,7
(ТТ 0,2S; ТН 0,2 Сч 0,5)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,0	1,7	2,9	2,4
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,4	1,2	1,9	1,8
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,3	1,2	1,8	1,7
3 - 6, 8, 10 - 14	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	3,5	2,7	4,8	3,8
(ТТ 0,2S; ТН 0,5 Сч 0,5)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,2	1,8	3,0	2,5
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,7	1,4	2,1	1,9
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,6	1,3	2,0	1,8
7, 9	0,051н1 < I1 < 0,21н1	4,7	2,9	5,1	3,4
(ТТ 0,5; ТН 0,5	0,21н1 < I1 < 1н1	2,6	1,8	2,9	2,2
Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	2,1	1,5	2,4	2,0
15	0,051н1 < I1 < 0,21н1	4,5	2,8	5,0	3,3
(ТТ 0,5; ТН -	0,21н1 < I1 < 1н1	2,4	1,6	2,7	2,1
Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	1,8	1,3	2,2	1,8
16, 17	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	4,0	2,4	5,0	3,8
(ТТ 0,5S; ТН -	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,6	1,7	4,0	3,4
(ТТ 0,5S; ТН -	0,21н1 < I1 < 1н1	1,8	1,3	3,6	3,3
Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	4,0	1,3	3,6	3,3
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с		± 5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности P=0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности cos9	0,8
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии:
ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ Р 52425-2005	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83, ТУ 4228-011-29056091-05	от +18 до +22
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ, ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от -40 до +65
- для УСПД	от -10 до +60
- для РСТВ	от +5 до +50
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии ЕвроАЛЬФА (рег № 16666-97):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электрической энергии Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электрической энергии ЕвроАЛЬФА (рег № 16666-07):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД RTU-325:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
РСТВ-01-01:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	55000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1

Продолжение таблицы 4

Глубина хранения информации счетчики электрической энергии:

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

УСПД:

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

ИВК:

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

3,5

Надежность системных решений:

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

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

в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-параметрирования;

-пропадания напряжения;

-коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-счетчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-УСПД;

наличие защиты на программном уровне:

-пароль на счетчике;

-пароль на УСПД;

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

Возможность коррекции времени в:

-счетчиках (функция автоматизирована);

-УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформатор тока	CA 525	12 шт.
Трансформатор тока	IOSK 245	6 шт.
Трансформатор тока	TG 145N УХЛ1	6 шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ 110Б-Ш У1	6 шт.
Трансформатор тока	IOSK-123	18 шт.
Трансформатор тока	ТНШЛ 0,66	3 шт.
Трансформатор тока	ТОП-0,66	6 шт.
Трансформатор напряжения	DFK 525	6 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ-220-58 У1	6 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57 У1	6 шт.
Счётчик электроэнергии многофункциональный	ЕвроАЛЬФА	15 шт.
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Альфа А1800	2 шт.
УСПД	RrU-325	2 шт.
РСТВ	РСТВ-01-01	1 шт.
Методика поверки	МП 206.1-104-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	АУВП.411711.ФСК.003.207.ПС-ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-104-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Азот». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 15.10.2020 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 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя, МИ 2982-2006 ГСИ. Трансформаторы напряжения измерительные 500/^3.. .750/^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- 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;
- счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА (рег. № 16666-07) - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - по документу МП-2203-00422006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;
- для УСПД RTU-325 (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.;
- для радиосервера точного времени РСТВ-01-01 (рег. № 40586-12) - по документу «Радиосервер точного времени РСТВ-01. Методика поверки» ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр CENTER (мод.315), рег. № 22129-09.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Азот», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Азот»

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

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

Изготовитель

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

ИНН 7733157421

Адрес: 123007, г. Москва, улица 1-я Магистральная, дом 17, строение 5, этаж 3 Телефон: +7 (495) 620-08-38

Факс: +7 (495) 620-08-48

E-mail: eaudit@ackye.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы»

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

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

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

Приложение № 12 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2334

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

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

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

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

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

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО

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

Метрологические и технические характеристики

№ ИК	Состав ИК АИИС КУЭ					Вид электроэнергии
№ ИК	Диспетчерское наименование точки учёта	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД/УССВ	Вид электроэнергии
1	2	3	4	5	6	7
1	ОРУ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Сергач-Бутурлино	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт=300/5 рег.№ 52261-12	НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктт=110000/^3/100/^3 рег.№ 78712-20	A1802RALXQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11	RTU-325T рег.№ 44626-10/ РСТВ-01-01 рег. № 40586-12	активная реактивная
2	ОРУ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Сергач- Возрождение	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт=300/5 рег.№ 52261-12	НКФ-110-57 кл.т. 0,5 Ктт=110000/^3/100/^3 рег.№ 78712-20	A1802RALXQ-4GB- DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11		активная реактивная
3	ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Сергач-Андреевская	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт=300/5 рег.№ 52261-12	НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктт=110000/^3/100/^3 рег.№ 60353-15	A1802RALXQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11		активная реактивная
4	ОРУ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Сергач-Салганы	ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт=300/5 рег.№ 52261-12	НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктт=110000/^3/100/^3 рег.№ 60353-15	A1802RALXQ-4GB- DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11		активная реактивная

Продолжение таблицы 2

ОРУ 110 кВ, ВЛ-110 кВ Сергач-

Строительная

ТГФМ-110

кл.т. 0,2S

Ктт=300/5

рег.№ 52261-12

НКФ-110-57

кл.т. 0,5

Ктт=110000/^3/100/^3

рег.№ 78712-20

A1802RALXQ-4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 31857-11

RTU-325T рег.№ 44626-10/

РСТВ-01-01 рег. № 40586-12

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сергач - Ачка

ТГФМ-110

кл.т. 0,2S

Ктт= 300/5 рег.№ 52261-12

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктт=110000/^3/100/^3 рег.№ 60353-15

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сергач-Тяговая 1

ТГФМ-110

кл.т. 0,2S

Ктт= 300/5 рег.№ 52261-12

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктт=110000/^3/100/^3 рег.№ 60353-15

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сергач-Тяговая 2

ТГФМ-110

кл.т. 0,2S

Ктт=300/5

рег.№ 52261-12

НКФ-110-57

кл.т. 0,5

Ктт=110000/^3/100/^3

рег.№ 78712-20

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11

активная

реактивная

ОРУ 110 кВ, ОВ-110 кВ

ТГФМ-110

кл.т. 0,2S

Ктт=600/5

рег.№ 52261-12

НКФ-110-57

кл.т. 0,5

Ктт=110000/^3/100/^3

рег.№ 78712-20

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

ОРУ 35 кВ, ВЛ-35 кВ

Сергач-Лопатино

ТГМ-35 УХЛ1

кл.т. 0,5S Ктт=100/5 рег.№ 59982-15

НОМ-35-66 У1 кл.т. 0,5

Ктт=35000/100

рег.№ 187-70

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11

RTU-325T рег.№ 44626-10/

РСТВ-01-01 рег. № 40586-12

активная

реактивная

ОРУ 35 кВ, ВЛ-35 кВ

Сергач-Сахарный завод

ТФЗМ 35А-У1 кл.т. 0,5

Ктт=100/5 рег.№ 79095-20

НОМ-35-66 У1 кл.т. 0,5

Ктт=35000/100

рег.№ 187-70

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 31857-11

активная

реактивная

КРУН-10 кВ, 4 секция, ВЛ-1002

ТЛО-10

кл.т. 0,5S Ктт= 200/5 рег.№ 25433-11

НАМИ-10 кл.т. 0,2

Ктт=10000/100

рег.№ 11094-87

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11

активная

реактивная

КРУН-10 кВ, 3 секция, ВЛ-1003

ТЛО-10

кл.т. 0,5S Ктт= 300/5 рег.№ 25433-11

НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5

Ктт= 10000/100

рег.№ 831-69

A1802RALXQ-4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 31857-11

активная

реактивная

КРУН-10 кВ, 3 секция, ВЛ-1004

ТЛМ-10

кл.т. 0,5

Ктт= 200/5 рег.№ 2473-69

НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5

Ктт= 10000/100 рег.№ 831-69

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 31857-11

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

КРУН-10 кВ, 3 секция, ВЛ-1006

ТЛМ-10

кл.т. 0,5

Ктт= 200/5 рег.№ 2473-69

НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5

Ктт= 10000/100

рег.№ 831-69

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 31857-11

RTU-325T рег.№ 44626-10/

РСТВ-01-01 рег. № 40586-12

активная

реактивная

КРУН-10 кВ, 3 секция, ВЛ-1007

ТЛМ-10

кл.т. 0,5

Ктт= 200/5 рег.№ 2473-69

НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5

Ктт= 10000/100

рег.№ 831-69

A1802RALXQ-4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 31857-11

активная

реактивная

КРУН-10 кВ, 4 секция, ВЛ-1008

ТЛМ-10

кл.т. 0,5

Ктт= 150/5 рег.№ 2473-69

НАМИ-10

кл.т. 0,2

Ктт= 10000/100

рег.№ 11094-87

A1802RALXQ-4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 31857-11

активная

реактивная

КРУН-10 кВ, 4 секция, ВЛ-1009

ТЛМ-10

кл.т. 0,5

Ктт= 150/5 рег.№ 2473-69

НАМИ-10

кл.т. 0,2

Ктт= 10000/100 рег.№ 11094-87

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5

рег.№ 31857-11

активная

реактивная

КРУН-10 кВ, 3 секция, ВЛ-1001

ТЛМ-10

кл.т. 0,5 Ктт= 100/5 рег.№ 2473-69

НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5

Ктт= 10000/100 рег.№ 831-69

A1802RALXQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11

активная

реактивная

Примечания к таблице 2:

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы интервала основной относительной погрешности ИК (активная энергия) (±*), %			Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (активная энергия) (±^), %
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6	7	8
1, 2, 5, 8, 9	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,05Ih1	1,1	1,3	2,1	1,3	1,5	2,2
1, 2, 5, 8, 9	0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1	0,8	1,0	1,7	1,0	1,2	1,8
(ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,2S)	0,2Ih1 < I1 < Ih1	0,7	0,9	1,4	0,9	1,1	1,6
(ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,2S)	Ih1 < I1 < 1,2Ih1	0,7	0,9	1,4	0,9	1,1	1,6
3, 4, 6, 7	0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,05Ih1	1,0	1,1	1,8	1,2	1,3	1,9
(ТТ 0,2S; TH 0,2	0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1	0,6	0,8	1,3	0,8	1,0	1,4
(ТТ 0,2S; TH 0,2	0,2Ih1 < I1 < Ih1	0,5	0,6	0,9	0,8	0,9	1,2
Сч 0,2S)	Ih1 < I1 < 1,2Ih1	0,5	0,6	0,9	0,8	0,9	1,2
10, 13	0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,05Ih1	1,8	2,5	4,8	1,9	2,6	4,8
10, 13	0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1	1,1	1,6	3,0	1,2	1,7	3,0
(ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 0,2S)	0,2Ih1 < I1 < Ih1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
(ТТ 0,5S; TH 0,5; Сч 0,2S)	Ih1 < I1 < 1,2Ih1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
11, 14 - 16, 19	0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1	1,8	2,8	5,4	1,9	2,9	5,5
(ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,2S)	0,2Ih1 < I1 < Ih1	1,1	1,6	2,9	1,2	1,7	3,0
(ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,2S)	Ih1 < I1 < 1,2Ih1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
12	0,01(0,02)Ih1 < I1 < 0,05Ih1	1,7	2,5	4,7	1,8	2,5	4,7
	0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1	0,9	1,5	2,8	1,1	1,6	2,8
(ТТ 0,5S; TH 0,2; Сч 0,2S)	0,2Ih1 < I1 < Ih1	0,7	1,0	1,9	0,9	1,2	2,0
(ТТ 0,5S; TH 0,2; Сч 0,2S)	Ih1 < I1 < 1,2Ih1	0,7	1,0	1,9	0,9	1,2	2,0
17, 18	0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1	1,7	2,8	5,3	1,8	2,8	5,4
(ТТ 0,5; TH 0,2; Сч 0,2S)	0,2Ih1 < I1 < Ih1	0,9	1,4	2,7	1,1	1,6	2,8
(ТТ 0,5; TH 0,2; Сч 0,2S)	Ih1 < I1 < 1,2Ih1	0,7	1,0	1,9	0,9	1,2	2,0

Продолжение таблицы 3

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы интервала основной относительной погрешности ИК (реактивная энергия) (±*), %		Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (реактивная
				энергия)	(±*), %
		cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)	cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)	cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)	cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)
1	2	3	4	5	6
1, 2, 5, 8, 9	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	2,0	1,6	2,4	2,0
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,6	1,1	2,1	1,7
(ТТ 0,2S; TH	0,21н1 < I1 < 1н1	1,3	1,0	1,9	1,6
0,5; Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	1,3	1,0	1,9	1,6
3, 4, 6, 7	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,8	1,5	2,3	1,9
(ТТ 0,2S; ТН 0,2 Сч 0,5)	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,4	0,9	1,9	1,6
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,0	0,8	1,7	1,5
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,0	0,8	1,7	1,5
10, 13	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	4,0	2,4	4,2	2,7
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,5	1,5	2,9	2,0
(ТТ 0,5S; TH	0,21н1 < I1 < 1н1	1,9	1,2	2,3	1,7
0,5; Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	1,9	1,2	2,3	1,7
11, 14 - 16, 19	0,051н1 < I1 < 0,21н1	4,4	2,5	4,6	2,8
(ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5)	0,21н1 < I1 < 1н1	2,4	1,5	2,8	2,0
(ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	1,9	1,2	2,3	1,7
12	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	3,8	2,4	4,1	2,7
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,4	1,4	2,7	1,9
(ТТ 0,5S; TH	0,21н1 < I1 < 1н1	1,6	1,1	2,1	1,6
0,2; Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	1,6	1,1	2,1	1,6
17, 18	0,051н1 < I1 < 0,21н1	4,3	2,5	4,5	2,8
(ТТ 0,5; TH 0,2; Сч 0,5)	0,21н1 < I1 < 1н1	2,2	1,4	2,6	1,9
(ТТ 0,5; TH 0,2; Сч 0,5)	1н1 < I1 < 1,21н1	1,6	1,0	2,1	1,6
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ		, с		±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности P=0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте
расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности cos9	0,8
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии: ТУ 4228-011-29056091-11	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ, ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от -40 до +65
- для УСПД	от 0 до +50
- для УССВ	от -10 до +55
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД RTU-325T:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	55000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
РСТВ-01-01:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	55000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации счетчики электрической энергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее УСПД:	45
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
- при отключенном питании, лет, не менее	5
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-параметрирования;

-пропадания напряжения;

-коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-счетчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-УСПД;

наличие защиты на программном уровне:

-пароль на счетчике;

-пароль на УСПД;

Возможность коррекции времени в:

-счетчиках (функция автоматизирована);

-УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

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

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

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформатор тока	ТГФМ-110	27 шт.
Трансформатор тока	ТГМ-35 УХЛ1	3 шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ-35А-У1	2 шт.
Трансформатор тока	ТЛО-10	6 шт.
Трансформатор тока	ТЛМ-10	12 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57 У1	3 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-110-УХЛ1	3 шт.
Трансформатор напряжения	НОМ-35-66 У1	3 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-10	1 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	1 шт.
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Альфа А1800	19 шт.
УСПД	RТU-325Т	1 шт.
РСТВ	РСТВ-01-01	1 шт.
Методика поверки	МП 206.1-062-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	АУВП.411711.ФСК.060.216.ПС-ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-062-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Сергач». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16.10.2020 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 поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- для УСПД RTU-325T (рег. № 44626-10) - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- для радиосервера точного времени РСТВ-01-01 (рег.№ 40586-12) - по документу «Радиосервер точного времени РСТВ-01. Методика поверки» ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр CENTER (мод.315), рег. № 22129-09.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

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

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

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

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр

«ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)

ИНН 7733157421

Адрес: 123007, г. Москва, улица 1-я Магистральная, дом 17, строение 5, этаж 3 Телефон: +7 (495) 620-08-38

Факс: +7 (495) 620-08-48

E-mail: eaudit@ackye.ru

Испытательный центр

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

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

Приложение № 11 к сведениям о типах средств измерений, прилагаемым к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «31» декабря 2020 г. № 2334

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

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

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО

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

Метрологические и технические характеристики

№ ИК	Состав ИК АИИС КУЭ					Вид электроэнергии
№ ИК	Диспетчерское наименование точки учёта	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	Вид электроэнергии
1	2	3	4	5	6	7
1	ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Макарьево-Юрино (ВЛ Макарьево-Юрино)	ТГФМ-110 УХЛ1* кл.т. 0,2S Ктт=300/5 рег. № 52261-12	НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000Н3/100/^3 рег. № 1188-84 НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег. №78713-20	A1802RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	RTU-325T рег. № 44626-10/ РСТВ-01-01 рег. № 40586-12	активная реактивная
2	ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Макарьево-Останкино (ВЛ Макарьево-Останкино)	ТГФМ-110 УХЛ1* кл.т. 0,2S Ктт=200/5 рег. № 52261-12	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег. №78713-20	A1802RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	RTU-325T рег. № 44626-10/ РСТВ-01-01 рег. № 40586-12	активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
3	ОРУ-110 кВ, СОВ-110 кВ	ТГФМ-110 УХЛ1* кл.т. 0,2S Ктт= 300/5 рег. № 52261-12	НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег. № 1188-84 НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 рег. №78713-20	A1802RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	RTU-325T рег. № 44626-10/ РСТВ-01-01 рег. № 40586-12	активная реактивная
4	ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Макарьево-Валки	ТГМ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5S Ктт=600/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 рег. № 19813-09	A1802RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11		активная реактивная
5	Ввод 0,4 кВ ТСН-1 0,4 кВ	ТШП-0,66 кл.т. 0,5S Ктт=300/5 рег. № 47957-11	-	A1802RALXQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11		активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
6	Ввод 0, 4 кВ ТСН-2 0,4 кВ	ТШП-0,66 кл.т. 0,5S Ктт=200/5 рег. № 47957-11	-	A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	RTU-325T рег. № 44626-10/ РСТВ-01-01 рег. № 40586-12	активная реактивная
7	Панель №29, КЛ-0,4 кВ 1-СШ-0,4 кВ РСС ПАО "МегаФон"	Т-0,66 У3 кл.т. 0,5S Ктт=50/5 рег. № 52667-13	-	A1805RAL-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11		активная реактивная
8	Панель №29, КЛ-0,4 кВ 2-СШ-0,4 кВ РСС ПАО "МегаФон"	Т-0,66 У3 кл.т. 0,5S Ктт=50/5 рег. № 52667-13	-	A1805RAL-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11		активная реактивная
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы интервала основной относительной погрешности ИК (активная энергия) (±*), %				Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (активная энергия) (±^), %
		cos ф = 1,0	cos ф = 0,8		cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8		cos ф = 0,5
1	2	3	4		5	6	7		8
1 - 3	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,1	1,3		2,1	1,3	1,5		2,2
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	0,8	1,0		1,7	1,0	1,2		1,8
(ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,2S)	0,21н1 < I1 < 1н1	0,7	0,9		1,4	0,9	1,1		1,6
	1н1 < I1 < 1,21н1	0,7	0,9		1,4	0,9	1,1		1,6
4	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,8	2,5		4,8	1,9	2,6		4,8
(ТТ 0,5S; TH 0,5	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,1	1,6		3,0	1,2	1,7		3,0
	0,21н1 < I1 < 1н1	0,9	1,2		2,2	1,0	1,4		2,3
Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,9	1,2		2,2	1,0	1,4		2,3
5 - 6	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	1,7	2,4		4,6	1,8	2,5		4,7
(ТТ 0,5S; ТН -	0,051н1 < I1 < 0,21н1	0,9	1,4		2,7	1,0	1,5		2,8
	0,21н1 < I1 < 1н1	0,6	0,9		1,8	0,8	1,1		1,9
Сч 0,2S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,6	0,9		1,8	0,8	1,1		1,9
7 - 8	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	2,0	2,6		4,7	2,3	2,9		4,9
(ТТ 0,5S; ТН _-	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,0	1,6		2,8	1,6	2,0		3,2
	0,21н1 < I1 < 1н1	0,8	1,1		1,9	1,4	1,7		2,3
Сч 0,5S)	1н1 < I1 < 1,21н1	0,8	1,1		1,9	1,4	1,7		2,3
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы осно относит погрешн (реактивна (±^:		интервала вной ельной ости ИК я энергия) , %		Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (реактивная энергия) (±J), %
		cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)		cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)		cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)		cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)
1	2	3		4		5		6
1 - 3	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	2,0		1,6		2,4		2,0
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	1,6		1,1		2,1		1,7
(ТТ 0,2S; TH 0,5; Сч 0,5)	0,21н1 < I1 < 1н1	1,3		1,0		1,9		1,6
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,3		1,0		1,9		1,6

Продолжение таблицы 3

1	2	3	4	5	6
4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5 Сч 0,5)	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	4,0	2,4	4,2	2,7
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,5	1,5	2,9	2,0
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,9	1,2	2,3	1,7
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,9	1,2	2,3	1,7
5 - 6 (ТТ 0,5S; ТН - Сч 0,5)	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	3,8	2,3	4,0	2,6
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,3	1,4	2,7	1,9
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,5	1,0	2,0	1,6
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,5	1,0	2,0	1,6
7 - 8 (ТТ 0,5S; ТН - Сч 1,0)	0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1	4,0	2,4	5,0	3,8
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,6	1,7	4,0	3,4
	0,21н1 < I1 < 1н1	1,8	1,3	3,5	3,3
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,8	1,3	3,5	3,3
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с		± 5
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности P=0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

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 °C:
- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005

- для счетчиков реактивной энергии:

ТУ 4228-011-29056091-11, ГОСТ Р 52425-2005

от 99 до 101 от 100 до 120

0,8

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

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

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

- для ТТ, ТН
- для счетчиков
- для УСПД
- для РСТВ

от 90 до 110

от 1(2) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк

от -45 до +40

от -40 до +65 от 0 до +50

от +5 до +50

Продолжение таблицы 4

Наименование характеристики	Значение
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электрической энергии Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД RTU-325T:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	55000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
РСТВ-01-01:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	55000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации
счетчики электрической энергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной
за месяц, сут, не менее	45
- при отключенном питании, лет, не менее	5
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-параметрирования;

-пропадания напряжения;

-коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-счетчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-УСПД;

наличие защиты на программном уровне:

-пароль на счетчике;

-пароль на УСПД;

Возможность коррекции времени в:

-счетчиках (функция автоматизирована);

-УСПД (функция автоматизирована).

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

Комплектность средства измерений

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформатор тока	ТГФМ-110 УХЛ1*	9 шт.
Трансформатор тока	ТГМ-35 УХЛ1	3 шт.
Трансформатор тока	ТШП-0,66	6 шт.
Трансформатор тока	Т-0,66 У3	6 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ110-83У1	1 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57 У1	5 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	1 шт.
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Альфа А1800	8 шт.
УСПД	RTU-325T	1 шт.
РСТВ	РСТВ-01-01	1 шт.
Методика поверки	МП 206.1-103-2020	1 экз.
Паспорт-формуляр	АУВП.411711.ФСК.060.208.ПС-ФО	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-103-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Макарьево». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16.10.2020 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 поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- для УСПД RTU-325T (рег. № 44626-10) - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- для радиосервера точного времени РСТВ-01-01 (рег. № 40586-12) - по документу «Радиосервер точного времени РСТВ-01. Методика поверки» ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр CENTER (мод.315), рег. № 22129-09.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

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

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

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

Изготовитель

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

ИНН 7733157421

Адрес: 123007, г. Москва, улица 1-я Магистральная, дом 17, строение 5, этаж 3 Телефон: +7 (495) 620-08-38

Факс: +7 (495) 620-08-48

E-mail: eaudit@ackye.ru

Испытательный центр

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

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

Техническая поддержка

5619 Kb

Файлов: 10 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2334 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

5619 Kb

Файлов: 10 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2334 от 31.12.2020

Текст приказа Росстандарта № 2334 от 31.12.2020

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель