Приказ Росстандарта №2293 от 01.11.2023

№2293 от 01.11.2023
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 495786
ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (6)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 2293 от 01.11.2023

2023 год
месяц November

1598 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

01 ноября 2023 г.

2293

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений

В соответствии с Административным регламентом по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346, п р и к а з ы в а ю:

1. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части конструктивных изменений, влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.
2. Утвердить измененные описания типов средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.
3. ФГБУ «ВНИИМС» внести сведения об утвержденных типах средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.
4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Заместитель Руководителя

Е.Р.Лазаренко

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: 646070CB8580659469A85BF6D1B138C0

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 20.12.2022 до 14.03.2024

\_________________/

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

ОТ « 03 » ноября__2023 Г. № 2293

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средств измерений

№ п/ п	Наименование типа	Обозначение типа	Заводской номер	Регистрационный номер в ФИФ	Правообладатель	Отменяемая методика поверки	Действие методики поверки сохраняется	Устанавливаемая методика поверки	Добавляемый изготовитель	Дата утверждения акта испыта ний	Заявитель	Юридическое лицо, проводившее испытания
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сибирь-Полиметаллы»		ЭПК307/ 07	47342-11		МП 47342-11 с изменением № 1		МП 201-0252023		04.09. 2023	Акционерное общество «Энергопромышленная компания» (АО «ЭПК»), г. Екатеринбург	ФГБУ «ВНИИМС», г. Москва
2.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Святогор»		15	64166-16		МП 64166-16 с изменением №1		РТ-МП-4849- 500-2023		06.10. 2023	Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»), г. Москва	ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

3.	Система измерений количества и показателей качества нефти Западно-Усть-Балыкского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» СИКН № 1502	65	66020-16		ВЯ.10.17048 75.00 МП		25.07. 2023	Публичное акционерное общество «Славнефть-Мегионнефтегаз» (ПАО «СН-МНГ»), г. Мегион, ХМАО-Югра	ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень
4.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Усть-Кут	П500090 4-039	69129-17	МП 206.1242-2017 с Изменением № 1		МИ 30002022	04.09. 2023	Общество с ограниченной ответственностью «Фронтэлектромонтаж» (ООО «ФЭМ») Самарская область, с. Красный Яр	ООО «Ампер», г. Самара
5.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НЭЗ	АУВП.4 11711.Ф СК.062. 18	69302-17	РТ-МП-4677- 500-2017		РТ-МП-4850- 500-2023	02.10. 2023	Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»), г. Москва	ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва
6.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ПАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС	304	79904-20	МИ 30002018		МИ 30002022	23.08. 2023	Общество с ограниченной ответственностью «СЕРВИСЭНЕРГО» (ООО «СЕРВИСЭНЕРГО»), г. Иваново	ФБУ «Тест-С.- Петербург», г. Санкт-Петербург

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «01» ноября 2023 г. № 2293

Лист № 1 Регистрационный № 47342-11 Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сибирь-Полиметаллы»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сибирь-Полиметаллы» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «Сибирь-Полиметаллы», сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.

Описание средства измерений

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

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленные на присоединениях, указанных в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. На основании средних значений мощности вычисляются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

Измеренные значения приращений активной и реактивной энергии на 30-минутных интервалах времени сохраняются в энергонезависимой памяти счетчиков электроэнергии с привязкой к шкале времени иТС (SU).

Сервер АИИС КУЭ при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» автоматически с заданной периодичностью или по запросу опрашивает счетчики электрической энергии и считывает 30минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.

Считывание сервером АИИС КУЭ данных из счетчиков электрической энергии осуществляется посредством локальной вычислительной сети предприятия. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт счетчиков.

Сервер АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет по основному каналу связи, организованному на базе сети интернет в виде сообщений электронной почты отчеты с результатами измерений на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

АРМ субъекта ОРЭМ осуществляет передачу данных (результатов измерений) прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности в виде электронного документа XML, заверенного электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (рег.№ 49933-12), который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) и обеспечивает предоставление информации о текущем времени в протоколе NTP.

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ с СТВ-01 осуществляется встроенным программным обеспечением сервера АИИС КУЭ каждый час, коррекция производится автоматически при расхождении шкалы времени сервера АИИС КУЭ от СТВ-01 на величину равную или более 1 с. Сравнение показаний шкалы времени счетчика с сервером АИИС КУЭ осуществляется встроенным программным обеспечением по вычислительной сети, во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчика производится при расхождении со шкалой времени сервера АИИС КУЭ на величину равной или более 2 с.

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

АИИС КУЭ присвоен заводской номер ЭПК307/07. Заводской номер АИИС КУЭ наносится типографским способом на этикетку, которая располагается на корпусе сервера ИВК и в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ типографским способом.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 -«высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

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	MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ ОАО «Сибирь-Полиметаллы» и их метрологические характеристики

Номер ИИК	Наименование объекта учета	Средство измерений		Источник точного времени	Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		Вид СИ	Тип, метрологические характеристики, Рег. №			Границы интервала основной погрешности, (±6), %,	Границы интервала погрешности, в рабочих /сповиях (±6) %
1	2	3	4	5	6	7	8
1	ПС 110 кВ Потеряевская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т1	ТТ	ТФМ-110 300/5; кл.т. 0,2S Рег. № 16023-97	СТВ-01 Рег. № 49933-12	Активная Реактивная	0,9 2,0	2,3 4,2
		ТН	НКФ-110-57 110000/^3/100/^3; кл.т. 0,5 Рег. № 14205-05
		Электросчетчик	A1805RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 31857-06
2	ПС 110 кВ Потеряевская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т2	ТТ	ТФМ-110 300/5; кл.т. 0,2S Рег. № 16023-97		Активная Реактивная	0,9 2,0	2,3 4,2
		ТН	НКФ-110-57 110000/^3/100/^3; кл.т. 0,5 Рег. № 14205-05
		Электросчетчик	A1805RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 31857-06

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8
3	ПС 35 кВ Зареченский рудник, РУ-35 кВ, Ввод 35 кВ Т1	ТТ	ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5, кл.т. 0,5 Рег.№ 26418-04	СТВ-01 Рег. № 49933-12	Активная Реактивная	1,1 2,7	3,3 5,7
		ТН	ЗНОМ-35-65 35000/^3/100/^3, кл.т. 0,5 Рег. № 912-05
		Электросчетчик	A1805RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 31857-06
4	ПС 35 кВ Зареченский рудник, РУ-35 кВ, Ввод 35 кВ Т2	ТТ	ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5, кл.т. 0,5 Рег.№ 26418-04		Активная Реактивная	1,1 2,7	3,3 5,7
		ТН	ЗНОМ-35-65 35000/^3/100/^3, кл.т. 0,5 Рег.№ 912-05
		Электросчетчик	A1805RAL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 31857-06
5	ПС 110 кВ Корбалихинская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т1	ТТ	ТВГ-110 200/5, кл.т. 0,5S Рег.№ 22440-07		Активная Реактивная	1,0 2,4	3,1 5,3
		ТН	НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3, кл.т.0,2 Рег.№ 24218-03 (ф. А, В) Рег.№ 24218-08 (ф. С)
		Электросчетчик	A1805RL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 31857-06

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8
6	ПС 110 кВ Корбалихинская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т2	ТТ	ТВГ-110 200/5, кл.т. 0,5S Рег.№ 22440-07	СТВ-01 Рег. № 49933-12	Активная Реактивная	1,0 2,4	3,1 5,3
		ТН	НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3, кл.т.0,2 Рег.№ 24218-03 (ф. А, В) Рег.№ 24218-08 (ф. С)
		Электросчетчик	A1805RL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 31857-06
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с ±5
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 минут. 3 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 метрологических характеристик. 4 Допускается замена источника точного времени на аналогичные утвержденных типов. 5 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 7 Допускается замена техническими актами в других случаях, указанных в п. 4.2 МИ 2999-2022. 8 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	6
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 98 до 102
- сила тока, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности, cos9	0,9
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии:	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном:	от 90 до 110
- для ИК №№ 1 - 2, 5 - 6	от 2 до 120
- для ИК №№ 3 - 4	от 5 до 120
- коэффициент мощности, cos9	^0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН	от -40 до +70
- для счетчиков	от 0 до +35
- для СТВ-01	от +15 до +30
- для сервера	от +15 до +20
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч,	2
Сервер ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч,	1
СТВ-01:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Глубина хранения информации электросчетчики Альфа А1800:
- тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива,	113
сутки, не менее ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств	3,5
измерений, лет, не менее

Надежность системных решений:

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

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счётчике;
- пропадание напряжения пофазно.

журнал сервера:

- параметрирования;
- замены счетчиков;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.

Защищённость применяемых компонентов: наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счётчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.

наличие защиты информации на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании:

- пароль на счётчике электрической энергии;
- пароль на сервере АРМ.

Возможность коррекции времени в:

- счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- АРМ (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

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

Ц=икличность:

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

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом цифровой печати.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование (тип)	Обозначение	Кол-во/шт.
Измерительный трансформатор напряжения	НКФ-110-57	6
Измерительный трансформатор напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6
Измерительный трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65	6
Измерительный трансформатор тока	ТФМ-110	6
Измерительный трансформатор тока	ТФЗМ-35А-ХЛ1	4
Измерительный трансформатор тока	ТВГ-110	6
Счетчик активной и реактивной электрической энергии	A1805RАL-P4GB-DW-4	4
Счетчик активной и реактивной электрической энергии	A1805RL-P4GB-DW-4	2
Сервер АИИС КУЭ	-	1
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1
Программное обеспечение	АльфаЦЕНТР	1
Паспорт-формуляр	ЭПК307/07-1.ФО.2	1

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) ОАО «Сибирь-Полиметаллы», аттестованном ФГБУ «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений 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

Закрытое акционерное общество «Энергопромышленная компания» (ЗАО «ЭПК»)

ИНН: 6661105959

Адрес: 620144, г. Екатеринбург, ул. Фрунзе, д. 96-В

Телефон: +7 (343) 251 19 96

E-mail: eic@eic.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Телефон: (495) 437-55-77

Факс: (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

Лист № 1 Регистрационный № 64166-16 Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Святогор»

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

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

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

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «Россети» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;

- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC(SU);

- хранение информации по заданным критериям;

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

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

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

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

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

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

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

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).

ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.

В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 015. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

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

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

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

Метрологически значимой частью СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) являются файлы DataServer.exe, DataServer_USPD.exe.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 -Святогор	IOSK 550 кл.т. 0,2S Ктт = 2000/1 рег. № 26510-09	TEMP кл.т. 0,2 Ктн = (500000/V3)/(100/V3) рег. № 55517-13	Альфа A18oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 31857-11	ЭКОМ-3000 рег. № 17o49-14	СТВ-01 рег. № 49933-12
10	ВЛ 220 кВ Святогор -Средний Балык	IOSK 245 кл.т. 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 26510-09	TEMP кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 55517-13	Альфа A18oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 31857-11
15	ВЛ 110 кВ Магистральная -Святогор I цепь с отпайками	IOSK 123 кл.т. 0,2S Ктт = 250/1 рег. № 26510-09	TEMP кл.т. 0,2 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 55517-13	Альфа A18oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 31857-11
16	ВЛ 110 кВ Магистральная -Святогор II цепь с отпайками	IOSK 123 кл.т. 0,2S Ктт = 250/1 рег. № 26510-09	TEMP кл.т. o,2 Ктн = (11oooo/V3)/(1oo/V3) рег. № 55517-13	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
17	ВЛ 110 кВ Магистральная -Святогор IV цепь с отпайкой на ПС Южный Балык	IOSK 123 кл.т. 0,2S Ктт = 250/1 рег. № 26510-09	TEMP кл.т. o,2 Ктн = (11oooo/^3)/(1oo/^3) рег. № 55517-13	Альфа A1800 кл.т. o,2S/0,5 рег. № 31857-11
18	ВЛ 110 кВ Святогор -Средний Балык I цепь с отпайкой на ПС Речная	IOSK 123 кл.т. 0,2S Ктт = 250/1 рег. № 26510-09	TEMP кл.т. o,2 Ктн = (11oooo/^3)/(1oo/^3) рег. № 55517-13	Альфа A1800 кл.т. o,2S/0,5 рег. № 31857-11

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
19	ВЛ 110 кВ Святогор -Средний Балык II цепь с отпайкой на ПС Речная	IOSK 123 кл.т. 0,2S Ктт = 250/1 рег. № 26510-09	TEMP кл.т. 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 55517-13	Альфа Ai8oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-11	ЭКОМ-3000 рег. № i7o49-14	СТВ-01 рег. № 49933-12
20	ВЛ 110 кВ Святогор -Петелинская	IOSK 123 кл.т. 0,2S Ктт = 250/1 рег. № 26510-09	TEMP кл.т. o,2 Ктн = (1ioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 555i7-13	Альфа Ai8oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-11
21	ВЛ 110 кВ Святогор -Сибирь I цепь	IOSK 123 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 26510-09	TEMP кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 555i7-13	Альфа Ai8oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-11
22	ВЛ 110 кВ Святогор -Сибирь II цепь	IOSK 123 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 26510-09	TEMP кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 555i7-13	Альфа Ai8oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-11
47	ВЛ 110 кВ Святогор -Чупальская I цепь	ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт = 250/1 рег. № 61432-15	TEMP кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 555i7-13	Альфа А1800 кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-11
48	ВЛ 110 кВ Святогор -Чупальская II цепь	ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт = 250/1 рег. № 61432-15	TEMP кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 555i7-13	Альфа А1800 кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-11

Пр имечания

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		11(2)% < I изм< I 5 %	15 %<1 изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1, 10, 15 - 22, 47, 48 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,0	0,6	0,5	0,5
	0,8	1,1	0,8	0,6	0,6
	0,5	1,8	1,3	0,9	0,9
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	51оо %,
		12% < I изм< I 5 %	I5 %<1 изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1, 10, 15 - 22, 47, 48 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	1,8	1,4	1,0	1,0
1, 10, 15 - 22, 47, 48 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,5	0,9	0,8	0,8
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	51оо %,
		11(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<1 изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1, 10, 15 - 22, 47, 48 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,2	0,8	0,8	0,8
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,0	1,4	1,2	1,2
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	51оо %,
		12% < I изм< I 5 %	I5 %<1 изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1, 10, 15 - 22, 47, 48 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,3	2,0	1,7	1,7
1, 10, 15 - 22, 47, 48 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	2,0	1,6	1,5	1,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

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

Пр имечания

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

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности	О,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии	от +21 до +25
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности, не менее	О,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +4О
- для счетчиков	от +5 до +35
- для УСПД	от +5 до +35
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД ЭКОМ-ЗООО: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	75000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-О1: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

Защищенность применяемых компонентов:

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

Возможность коррекции шкалы времени в:

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

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	IOSK 550	3 шт.
Трансформатор тока	IOSK 245	3 шт.
Трансформатор тока	IOSK 123	24 шт.
Трансформатор тока	ТОГФ-11О	6 шт.
Трансформатор напряжения	TEMP	15 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	12 шт.
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-ЗООО	1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1 шт.
Формуляр	АУВП.411711.ФСК.012.497.ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ «Святогор»». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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 «Велес» (ООО «Велес»)

ИНН: 6671394192

Юридический адрес: 620146, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, д. 37-69

Адрес: 624071, Свердловская обл., г. Среднеуральск, ул. Бахтеева, д. 25А-60

Тел.: 8(902) 274-90-85

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Тел./факс: 8 (495) 437-55-77 / 437-56-66;

E-mail: office@vniims.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

в части вносимых изменений

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

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-кт, д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Факс: +7 (499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

Лист № 1 Регистрационный № 66020-16 Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти Западно-Усть-Балыкского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» СИКН № 1502

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти Западно-Усть-Балыкского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» СИКН № 1502 (далее - СИКН) предназначена для измерений массового расхода (массы) нефти.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений с помощью преобразователей массового расхода жидкости. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает и обрабатывает информацию с последующим вычислением массы нефти.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы. Конструктивно СИКН состоит из функционально объединенных блоков:

1 Блок измерительных линий (БИЛ), предназначеный для непрерывного измерения массового расхода нефти.
2 Блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначеный для непрерывного автоматического измерения показателей качества нефти.
3 Система обработки информации (СОИ), предназначеная для сбора и обработки сигналов, поступающих от измерительных преобразователей, вычислений показателей и параметров нефти по реализованному в ней алгоритму, а также индикации и регистрации результатов измерений и вычислений.

В составе СИКН функционально выделены измерительные каналы (ИК) массового расхода, определение метрологических характеристик которых осуществляется комплектным методом при поверке СИКН.

Состав СИКН представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав СИКН

Наименование и тип средства измерений	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации	45115-10
CMF 300	45115-16
Термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ модели 65-644	27129-04
Датчики температуры 644	39539-08
Датчики температуры Rosemount 644	63889-16
Преобразователи давления измерительные EJX модели EJX 530	28456-09
Преобразователи (датчики) давления измерительные ЕJ* модификации EJX (серия А) модель 530	59868-15
Преобразователи давления измерительные EJA-E мод. EJA530E	66959-17
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели	15644-06
7835	52638-13
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-10 14557-15
Комплексы измерительно-вычислительные «Вектор-02»	43724-10

СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:

- измерение в автоматическом режиме:

1 массового расхода нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКН;
2 объемной доли воды в нефти;
3 давления в БИЛ, БИК и ТПУ;
4 температуры в БИЛ, БИК и ТПУ;
5 плотности нефти.

- расчет в автоматическом режиме:

1 суммарной массы нефти за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала партии);
2 массы нетто нефти с учетом показателей качества нефти измеренных или введенных вручную по результатам лабораторного анализа (плотность, влагосодержание, массовая доля механических примесей, массовая концентрация хлористых солей) за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала партии);
3 средних значений температуры, давления, плотности, массовой доли воды в нефти рассчитанных для отдельных периодов (2 часа, смена, сутки, с начала партии).

- автоматическая обработка результатов поверки и контроля метрологических характеристик средств измерений;
- световая и звуковая сигнализация аварийных состояний СИКН и выхода характеристик нефти за установленные пределы;
- передача измеряемых и расчетных параметров.

Пломбирование средств измерений, находящихся в составе системы измерений количества и показателей качества нефти Западно-Усть-Балыкского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» СИКН № 1502 осуществляется согласно требований их описаний типа или МИ 3002-2006. Заводской номер виде цифрового обозначения нанесен на стеновую панель при входе в операторную Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Общий вид СИКН представлен на рисунке 1

Приказ Росстандарта №2293 от 01.11.2023, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Общий вид СИКН

Программное обеспечение

СИКН имеет программное обеспечение (ПО), представленное встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса «Вектор-02» и ПО автоматизированного рабочего места оператора «АРМ Вектор». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.

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

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	ИВК «Вектор-02»	«АРМ Вектор»
Идентификационное наименование ПО	-	-
Номер версии (идентификационный номер) ПО	6.4.1	9.13
Цифровой идентификатор ПО	2B217A52	AC7F9EE3

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики измерительных каналов

Номер ИК

Наиме-нование ИК

КоличествоИК,место установки

Состав ИК

Диапазон измерений, т/ч

Пределыдопускаемойотносительнойпогрешности,%

Первичные измерительные преобразователи

Вторичная часть

1, 2, 3,

ИК массового расхода нефти

БИЛ

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300

Комплексы измерительновычислительные

«Вектор-02»

от 7 до 240

±0,25

Примечание - Пределы допускаемой относительной погрешности нормированы при использовании измерительной линии в качестве рабочей.

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Рабочий диапазон массового расхода нефти, т/ч	от 7 до 240
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения - массы брутто нефти, %	±0,25
- массы нетто нефти, %	±0,35
Примечание - При эксплуатации СИКН в диапазоне массового	расхода нефти от 7 до 12 т/ч
должны выполняться условия, регламентированные методикой измерений.

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных линий	4 (3 рабочие,1 контрольная с функцией резервной)
Рабочая среда	нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление, МПа - плотность в рабочем диапазоне температур, кг/м³ - массовая доля воды в нефти, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³, не более - содержание свободного газа	от +5 до +40 от 0,4 до 5,1 от 800 до 950 0,5 0,05 100 не допускается
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С: - в БИЛ, БИК, и операторной	от +5 до +40

Продолжение таблицы 5

1	2
Параметры электрического питания:
- напряжение питания переменного тока, В
3-х фазное	380±38
Однофазное	220±22
- частота переменного тока, Гц	50±0,4

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации методом штемпелевания.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти Западно-Усть-Балыкского месторождения ОАО «Славнефть -Мегионнефтегаз» СИКН № 1502		1 экз.
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 1502 ПСП «Славнефть»		1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

«Инструкция. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) № 1502 Западно-Усть-Балыкского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1764/01.00248-2014/2023 от 19 июля 2023 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерно-производственная фирма Вектор» (ООО «ИПФ Вектор»)

ИНН 7203256184

Адрес: 625031, Тюменская область, г. Тюмень, ул. Шишкова, 88

Телефон: (3452) 388-720

Факс: (3452) 388-727

Е-mail: sekretar@ipfvektor.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской и Курганской областях, Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, Ямало-Ненецком автономном округе» (ФБУ «Тюменский ЦСМ»)

Адрес: 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88

Телефон: (3452) 500-532

Web-сайт: littps://TiicM.p(()

E-mail: info@csm72.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311495.

Лист № 1 Регистрационный № 69129-17 Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Усть-Кут

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Усть-Кут (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 500 кВ Усть-Кут.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

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

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (далее - ЦСОД) Исполнительного аппарата (далее - ИА), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «Россети» - МЭС, ПМЭС, 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 (далее - СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (далее - ОРЭМ).

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

Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - 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.

ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC (SU) более чем на ±1 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.

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

Факт корректировки времени отражается в журналах событий счётчиков, УСПД и сервера ИВК с указанием времени (включая секунды) корректируемого и корректирующего компонентов в момент, предшествующий коррекции и величины коррекции.

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер П5000904-039. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ приведены в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее - АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.

Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами 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 СПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) СПО	не ниже 1.0.0.4.
Цифровой идентификатор СПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные	DataServer.exe, DataServer USPD.exe
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора СПО	MD5

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблице 3.

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

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3. Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

№

ИК

Наименование ИК

змерительные компоненты

УСПД/ УССВ ИВК

ТТ

ТН

Счётчик

ВЛ 500 кВ Усть-

Илимская ГЭС -Усть-Кут №1

AGU

Кл.т. 0,2S

Ктт = 2000/1

Рег. № 53607-13

VCU

Кл.т. 0,2

Ктн = 500000:^3/100:^3

Рег. № 53610-13

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325T Рег. № 44626-10/

СТВ-01, рег. № 49933-12

ВЛ 500 кВ Усть-

Илимская ГЭС -Усть-Кут №2

AGU

Кл.т. 0,2S

Ктт = 2000/1

Рег. № 53607-13

VCU

Кл.т. 0,2

Ктн = 500000:^3/100:^3

Рег. № 53610-13

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ВЛ 500 кВ Усть-

Илимская ГЭС -Усть-Кут №3

AGU

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 53607-13

VCU

Кл.т. 0,2

Ктн = 500000:^3/100:^3

Рег. № 53610-13

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20

ВЛ 220 кВ Усть-

Кут - Лена

ТГМ

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/1 Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ВЛ 220 кВ Усть-

Кут - Коршуниха

ТГМ

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/1

Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325Т Рег. № 44626-10/

СТВ-01, рег. № 49933-12

ВЛ 220 кВ Усть-Кут - Звездная с отпайкой на ПС Чудничный

ТГМ

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ВЛ 220 кВ Усть-Кут - Якурим I цепь

ТГМ

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ВЛ 220 кВ Усть-

Кут - Якурим II цепь

ТГМ

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ВЛ 220 кВ Усть-

Кут - НПС-6 №1

ТГМ

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ВЛ 220 кВ Усть-

Кут - НПС-6 №2

ТГМ

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ВЛ 220 кВ Резерв

ТОГФ

Кл.т. 0,2S Ктт = 2000/1

Рег. № 61432-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ВЛ 220 кВ Усть-Кут - Полимер №1

ТГМ

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ВЛ 220 кВ Усть-

Кут - Полимер №2

ТГМ

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

Альфа А1800

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

ВЛ 220 кВ Усть-Кут - Ковыкта №1

ТГМ

Кл.т. 0,2S

Ктт = 500/1

Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

СТЭМ-300

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 71771-18

ВЛ 220 кВ Усть-

Кут - Ковыкта №2

ТГМ

Кл.т. 0,2S

Ктт = 500/1

Рег. № 59982-15

НДКМ

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000:^3/100:^3

Рег. № 60542-15

СТЭМ-300

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 71771-18

ТСН-5 10 кВ

ТОЛ-СЭЩ

Кл.т. 0,5S

Ктт = 600/5

Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ

Кл.т. 0,5

Ктн = 10500/100

Рег. № 51621-12

Альфа А1800

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

1	2	3	4	5	6
17	ТСН-6 10 кВ	ТОЛ-СЭЩ Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 51623-12	НАЛИ-СЭЩ Кл.т. 0,5 Ктн = 10500/100 Рег. № 51621-12	Альфа А1800 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11	RTU-325Т Рег. № 44626-10/ СТВ-01, рег. № 49933-12
18	ТСН-7 10 кВ	ТОЛ-СЭЩ Кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 51623-12	НАЛИ-СЭЩ Кл.т. 0,5 Ктн = 10500/100 Рег. № 51621-12	Альфа А1800 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11
19	КЛ 0,4 кВ в сторону здания маслоаппаратной (шкаф питания)	ТШП Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 64182-16	-	Альфа А1800 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11
20	КЛ 0,4 кВ в сторону здания маслоаппаратной (шкаф управления)	ТШП Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 64182-16	-	Альфа А1800 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11
21	ТСН-5 0,4 кВ (Ввод №1 0,4 кВ БКТП)	ТШЛ-СЭЩ Кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 51624-12	-	Альфа А1800 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11
22	ТСН-6 0,4 кВ (Ввод №2 0,4 кВ БКТП)	ТШЛ-СЭЩ Кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 51624-12	-	Альфа А1800 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11
23	ТСН-7 0,4 кВ (Ввод №3 0,4 кВ Гараж)	ТШП Кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 Рег. № 64182-16	-	Альфа А1800 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

Примечания:

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

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК . АИИС КУЭ

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы интервала основной относительной погрешности измерений, (±5), %, при доверительной вероятности Р=0,95	Границы интервала относительной погрешности измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95
1	2	3	4
	Активная	0,5	2,1
1-15
	Реактивная	1,1	2,3

16-18

Активная

Реактивная

1,1

2,2

5,2

4,4

19, 20,

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,2

4,4

21, 22

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,8

4,4

Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно 5

национальной шкалы времени UTC(SU), (±Д), с.

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5 инд, 1=0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 23 от - 10 °C до + 30 °C.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	23
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	99 до101
- ток, % от 1ном	100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,87
- температура окружающей среды, °C	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 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, °C	от -60 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения
счетчиков, °C	от -40 до +65
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °C	от 0 до +50
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, °C	от -10 до +55

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ для счетчиков типа
Альфа А1800, ч, не менее	120000
- среднее время наработки на отказ для счетчиков типа
СТЭМ-300, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	55000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации:
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	45
ИВКЭ:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
сутки, не менее	45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журнале событий счетчика фиксируются факты:

- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.

В журнале событий УСПД фиксируются факты:

- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- выводы измерительных трансформаторов тока;
- счётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;

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

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта-формуляра 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 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	AGU	9
Трансформаторы тока	ТГМ	33
Трансформаторы тока	ТОГФ	3
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ	9
Трансформаторы тока	ТШП	9
Трансформаторы тока	ТШЛ-СЭЩ	6
Трансформаторы напряжения	VCU	18
Трансформаторы напряжения	НДКМ	36
Трансформаторы напряжения	НАЛИ-СЭЩ	2
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Альфа А1800	21
Счетчик электрической энергии трехфазный статический	СТЭМ-300	2
Устройства сбора и передачи данных	RTU-325Т	1
Устройство синхронизации системного времени на уровне ИВК	СТВ-01	1
ИВК	АИИС КУЭ ЕНЭС	1
Программное обеспечение	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)	1
Паспорт-Формуляр	ФЭМ-18-26.ФО	1
Методика поверки	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Усть-Кут», аттестованном ООО «Ампер», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314459 от 02.04.2023.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов

на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;

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

Изготовитель

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

ИНН 4716016979

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

Телефон: +7 (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Испытательные центры

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 437-56-66

E-mail: office@vniims.ru

Web-сайт: www.vniims.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

в части вносимых изменений

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

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

E-mail: info.spetcenergo@gmail.com

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312429.

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

ИНН 6318059328

Адрес: 443008, Самарская обл., г. Самара, ул. Вольская, д. 79, ком. 4

Телефон: +7-927-261-21-64

E-mail: Amper.20@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314399.

Лист № 1 Регистрационный № 69302-17 Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НЭЗ

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;

- хранение информации по заданным критериям;

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

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер АУВП.411711.ФСК.062.18. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

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

Метрологически значимой частью СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) являются файлы DataServer.exe, DataServer_USPD.exe.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЭЗ I цепь	ТГФМ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 1200/1 рег. № 52260-12	НКФ-220-58 кл.т. 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 74031-19	Альфа A18oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-06	ЭКОМ-3000 рег. № 17o49-04	СТВ-01 рег. № 49933-12
2	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЭЗ II цепь	ТГФМ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 1200/1 рег. № 52260-12	НКФ-220-58 кл.т. 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 74031-19	Альфа A18oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 31857-06
3	ВЛ 110 кВ НЭЗ - ГТП-3 - ГТП I ц.	ТВГ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 22440-07	НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 82470-21	Альфа A18oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 31857-06
4	ВЛ 110 кВ НЭЗ - ГТП-3 - ГТП II ц	ТВГ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 22440-07	НКФ iio-57 кл.т. o,5 Ктн = (1ioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 8247o-21	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
5	ввод 35кВ Т-1	ТПЛ кл.т. 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 47958-16	ф. А, В: ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70 ф.С: ЗНОМ-35 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-54	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04	СТВ-01 рег. № 49933-12
6	ввод 35 кВ Т-2	ТПЛ кл.т. 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 47958-16	ЗНОМ-35 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-54	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
7	АТ-1, ввод №1 -10кВ	ф. А: ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 рег. № 1423-60 ф. В, С: ТЛШ-10У3 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 рег. № 6811-78	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
8	АТ-2 ввод №2 - 10кВ	ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 рег. № 1423-60	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
9	АТ-2 ввод №3 - 10кВ	ТЛШ-10У3 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 рег. № 6811-78	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
10	АТ-1 ввод №4 - 10кВ	ТЛШ-10У3 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 рег. № 6811-78	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа A18oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-06	ЭКОМ-3000 рег. № i7o49-04	СТВ-01 рег. № 49933-12
11	ввод 10 кВ Т-1; ВЛ-10кВ НЭЗ I ц	ТШЛ кл.т. 0,5S Ктт = 5000/5 рег. № 64182-16	ЗНОЛ.06 кл.т. 0,5 Ктн = (ioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 3344-72	Альфа A18oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-06
12	ввод 10 кВ Т-2; ВЛ-10кВ НЭЗ II ц.	ТШЛ кл.т. 0,5S Ктт = 5000/5 рег. № 64182-16	ЗНОЛ^б кл.т. o,5 Ктн = (ioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 3344-72	Альфа A18oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-06
13	ТСН-3	ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 30709-11	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = ioooo/ioo рег. № 83i-69	Альфа A18oo кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-06
14	ТСН 4	ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 30709-11	НТМИ-10-66 кл.т. o,5 Ктн = ioooo/ioo рег. № 83i-69	Альфа А1800 кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-06
15	ввод 10 кВ Т-2	ТЛШ-10У3 кл.т. 0,5 Ктт = 2000/5 рег. № 6811-78	НТМИ-10-66 кл.т. o,5 Ктн = ioooo/ioo рег. № 83i-69	Альфа А1800 кл.т. o,2S/0,5 рег. № 3i857-06

Пр имечания

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	51оо %,
		11(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<1 изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1	2	3	4	5	6
1 - 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
5, 6, 11 - 14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
7 - 10,15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	51оо %,
		12% < I изм< I 5 %	I5 %<1 изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1 - 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,3	1,6	1,3	1,3
1 - 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,2	1,0	0,9
5, 6, 11 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,1	2,5	1,8	1,8
5, 6, 11 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,5	1,6	1,2	1,2
7 - 10,15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,8
7 - 10,15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,6	1,5	1,2
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	51оо %,
		11(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<1 изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1 - 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
5, 6, 11 - 14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3

1	2	3	4	5	6
7 - 10,15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		§2%,	§5 %,	§20 %,	§100 %,
		12% < I изм< I 5 %	15 %<1 изм<1 20 %	120 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1 - 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,9	1,9	1,5	1,4
1 - 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,2	1,5	1,2	1,2
5, 6, 11 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,5	2,7	2,0	1,9
5, 6, 11 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,9	1,8	1,4	1,4
7 - 10,15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,5	2,5	1,9
7 - 10,15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,7	1,6	1,4

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

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

Пр имечания

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

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии - для счетчиков реактивной энергии	от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 от +18 до +22
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц	от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4

1	2
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +4О
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД ЭКОМ-ЗООО: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	75000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-О1: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

Защищенность применяемых компонентов:

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

Возможность коррекции шкалы времени в:

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

Знак утверждения типа

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТГФМ-220	6 шт.
Трансформатор тока	ТВГ-110	6 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ	6 шт.
Трансформатор тока	ТПШЛ-10	4 шт.
Трансформатор тока	ТЛШ-10У3	11 шт.
Трансформатор тока	ТШЛ-10	4 шт.
Трансформатор тока	ТЛП-10	4 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ-220-58	3 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ 110-57	6 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65	2 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35	4 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	4 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06	6 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	15 шт.
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-ЗООО	1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1 шт.
Формуляр	АУВП.411711.ФСК.062.18ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НЭЗ». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Изготовитель

ИНН 4716016979

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

Телефон: +7 (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-кт, д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Факс: +7 (499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

Лист № 1 Регистрационный № 79904-20 Всего листов 23

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ПАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ПАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для автоматических измерений активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электрической энергии (мощности);
- автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- хранение результатов измерений;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электрической энергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер базы данных (далее - БД) в среде Windows Server 2012 R2 Standard 64 bit на базе VMWare Virtual Platform и шасси HP, автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), блок коррекции времени ЭНКС-2, технические средства приёма-передачи и программное обеспечение (далее - ПО).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня силы тока и напряжения, 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 1 секунду. 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 1 секунду мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

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

Сервер БД ИВК АИИС КУЭ, установленный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) филиала «Кольский» ПАО «ТГК-1», по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут проводит опрос счетчиков. Полученная информация записывается в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ.

На уровне ИВК системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов филиала «Кольский» ПАО «ТГК-1», в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электрической энергии и АО «АТС» осуществляется от АРМ АИИС КУЭ, через сеть Интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда) на всех компонентах и уровнях системы. Базовым устройством СОЕВ является блок коррекции времени типа ЭНКС-2 (далее - БКВ), синхронизирующий собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС.

БКВ ежесекундно посылает метку точного времени на сервер уровня ИВК. Сличение времени сервера со временем ЭНКС-2, осуществляется при каждом сеансе связи. Коррекция времени в сервере производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования более 1 секунды.

Сервер уровня ИВК опрашивает счетчики электрической энергии уровня ИИК, при расхождении времени сервера и счетчиков более чем на 1 секунду происходит коррекция часов счетчиков.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера. Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки и заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 304 указывается в паспорте на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ПАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС. Сведения о формах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в паспорте на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР»	ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР»	12.1.0.0
Цифровой идентификатор ac metrology.dll	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Номер и диспетчерское наименование ИК

Верхне-Туломская ГЭС

(ГЭС-12)

генератор № 1

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер/ УССВ

KOKS

5000/5

0,2S

Рег. № 51367-12

ЗНОЛ(П)-СВЭЛ

10500/^3/100/^3

0,2

Рег. № 67628-17

A1802RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии -

0,5 Рег. № 31857-11

Он о н 2 Л с S о

® 2 S К н о о S га о о

сц н К

I -е га ч

О С

I оо (N со о со

—ч .-I «

к к

G <ь> га Cl

О Q-Q-

О W

W о ч

К И о

S о

Оч -OI

1-1

с4

I (N

I и

Г)

Вид электрической энергии	Метрологические характеристики ИК
Вид электрической энергии	Границы допускаемой основной относительной погрешности, %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, %
7	8	9
Активная	±0,9	±1,1
Реактивная	±1,4	±2,0

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) генератор № 2

ТВ-ЭК

5000/5 0,2S

Рег. № 74600-19

ЗНОЛ (П)-СВЭЛ

10500/^3/100/^3

0,2

Рег. № 67628-17

A1802RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 1 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5

Рег. № 31857-11

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±0,9

±1,4

±1,1

±2,0

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) генератор № 3

ТВ-ЭК

5000/5 0,2S

Рег. № 74600-19

ЗНОЛ (П)-СВЭЛ

10500/^3/100/^3

0,2

Рег. № 67628-17

A1802RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5

Рег. № 31857-06

Активная

Реактивная

±0,9

±1,4

±1,1

±2,0

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) генератор № 4

KOKS

5000/5

0,2S

Рег. № 51367-12

ЗНОЛ(П)-СВЭЛ

10500/^3/100/^3

0,2

Рег. № 67628-17

A1802RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5

Рег. № 31857-06

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±0,9

±1,4

±1,1

±2,0

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) ОРУ-150 кВ трансформатор № 1

KOTEF 245 1000/5

0,2S

Рег. № 49012-12

KOTEF 245

154000/^3/100/^3

0,2

Рег. № 49012-12

A1802RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 1 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

±0,9

±1,4

±1,1

±2,0

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) ОРУ-150 кВ трансформатор № 2

KOTEF 245 1000/5

0,2S

Рег. № 49012-12

KOTEF 245

154000/^3/100/^3

0,2

Рег. № 49012-12

A1802RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 1 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 Рег. № 31857-11

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±0,9

±1,4

±1,1

±2,0

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) КРУ-6 кВ яч. 8.5 Ф-2

ТОЛ-СЭЩ 100/5 0,5S Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ 6000/100 0,5 Рег. № 51621-12

A1805RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0

Рег. № 31857-06

Активная

Реактивная

±1,9

±2,9

±2,3

±4,2

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) КРУ-6 кВ яч. 8.6 Ф-3

ТОЛ-СЭЩ 400/5 0,5S Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ 6000/100 0,5 Рег. № 51621-12

A1805RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0

Рег. № 31857-06

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±1,9

±2,9

±2,3

±4,2

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) КРУ-6 кВ яч. 8.9 Ф-5

ТОЛ-СЭЩ 200/5 0,5S Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ 6000/100 0,5 Рег. № 51621-12

A1805RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0

Рег. № 31857-06

Активная

Реактивная

±1,9

±2,9

±2,3

±4,2

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) КРУ-6 кВ яч. 8.11 Ф-6

ТОЛ-СЭЩ 200/5 0,5S Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ 6000/100 0,5 Рег. № 51621-12

A1805RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0

Рег. № 31857-06

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±1,9

±2,9

±2,3

±4,2

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) генератор № 1

ТЛП-10 1500/5 0,5S Рег. № 30709-07

UGE 3-35

6000/^3/100/^3

0,5

Рег. № 25475-03

A1802RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 1 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5

Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

±1,7

±2,6

±1,8

±2,9

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) генератор № 2

ТЛП-10 1500/5 0,5S Рег. № 30709-07

UGE 3-35

6000/^3/100/^3

0,5

Рег. № 25475-03

A1802RAL-P4G-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 Рег. № 31857-11

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±1,7

±2,6

±1,8

±2,9

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) генератор № 3

ТЛП-10 1500/5 0,5S Рег. № 30709-07

UGE 3-35

6000/^3/100/^3

0,5

Рег. № 25475-03

A1802RAL-P4G-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

±1,7

±2,6

±1,8

±2,9

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) генератор № 4

ТЛП-10 1500/5 0,5S Рег. № 30709-07

UGE 3-35

6000/^3/100/^3

0,5

Рег. № 25475-03

A1802RAL-P4G-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 Рег. № 31857-11

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±1,7

±2,6

±1,8

±2,9

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) ТП-110 кВ Т-1 ввод 110 кВ

KOTEF 600/5 0,2S

Рег. № 29696-05

KOTEF

110000/^3/100/^3

0,2

Рег. № 29696-05

A1802RAL-P4G-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

±0,9

±1,4

±1,1

±2,0

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) ТП-110 кВ Т-2 ввод 110 кВ

KOTEF 600/5 0,2S

Рег. № 29696-05

KOTEF

110000/^3/100/^3

0,2

Рег. № 29696-05

A1802RAL-P4G-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 Рег. № 31857-11

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±0,9

±1,4

±1,1

±2,0

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) ТП-110 кВ Т-1 ввод 35 кВ

ТОЛ-35 III-IV 600/5 0,5S

Рег. № 34016-07

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 0,5

Рег. № 19813-00

A1805RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0

Рег. № 31857-06

Активная

Реактивная

±1,9

±2,9

±2,3

±4,2

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) ТП-110 кВ Т-2 ввод 35 кВ

ТОЛ-35 III-IV 600/5 0,5S

Рег. № 34016-07

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 0,5

Рег. № 19813-00

A1805RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0

Рег. № 31857-11

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±1,9

±2,9

±2,3

±4,2

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) яч. 17 Ф-1 (6 кВ)

ТЛП-10 400/5 0,5S Рег. № 30709-07

UGE 3-35

6000/^3/100/^3

0,5

Рег. № 25475-03

A1805RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0

Рег. № 31857-06

Активная

Реактивная

±1,9

±2,9

±2,3

±4,2

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) яч. 8 Ф-2 (6 кВ)

ТЛП-10 400/5 0,5S

Рег. № 30709-07

UGE 3-35

6000/^3/100/^3

0,5

Рег. № 25475-03

A1805RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0

Рег. № 31857-06

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±1,9

±2,9

±2,3

±4,2

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) яч. 7 Ф-4 (6 кВ)

ТПОЛ 10 600/5 0,5

Рег. № 1261-02

UGE 3-35

6000/^3/100/^3

0,5

Рег. № 25475-03

A1805RALQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0

Рег. № 31857-06

Активная

Реактивная

±3,0

±4,6

±3,3

±5,5

1	2	3	4	5	6	7	8	9
	Верхне-			A1820RLQ-P4GB-DW-4	IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/ Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15
	Туломская ГЭС (ГЭС-12)			1б (1макс) = 5 (120) А ином = 3x220/380 В		Активная	±1,1	±1,7
22	Сб. МК-5.	-	-	класс точности:
	Насосная			по активной энергии - 0,5S
	водоканала.			по активной энергии - 0,5S		Реактивная	±1,7	±3,5
	водоканала.			по реактивной энергии - 1,0		Реактивная	±1,7	±3,5
	ОКК-7			Рег. № 31857-11
	Верхне-			A1820RLQ-P4GB-DW-4
	Туломская ГЭС (ГЭС-12)			I6 (1макс) = 5 (120) А ином = 3x220/380 В		Активная	±1,1	±1,7
23	Сб. МК-5.	_-	_-	класс точности:
	Насосная			по активной энергии - 0,5S
	водоканала.			по активной энергии - 0,5S		Реактивная	±1,7	±3,5
	водоканала.			по реактивной энергии - 1,0		Реактивная	±1,7	±3,5
	ОКК-8			Рег. № 31857-11

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) Сб. МК-20. ОРУ-150 кВ МРСК № 1

ТШП 150/5 0,5S

Рег. № 64182-16

A1805RLQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 31857-11

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±1,7

±2,7

и- н-

Верхне-Туломская ГЭС (ГЭС-12) Сб. МК-3.

ОРУ-150 кВ МРСК № 2

A1820RLQ-P4GB-DW-4

I6 (1макс) = 5 (120) А ином = 3x220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

±1,1

±1,7

±3,5

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) б/с ПАО «Мегафон» 0,4 кВ АК

A1820RLQ-P4GB-DW-4

1б (1макс) = 5 (120) А ином = 3x220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 31857-11

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±1,1

±1,7

±3,5

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) Ф-1-4 с. ОРУ 35 МРСК

ТШП 250/5 0,5S

Рег. № 64182-16

A1805RLQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

±1,7

±2,7

и- н-

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) Ф-4-2 с. Резерв ОРУ 35 МРСК

ТШП 250/5 0,5S

Рег. № 64182-16

A1805RLQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 31857-11

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±1,7

±2,7

и- н-

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) Ф-11-2 с.

ОРУ 110 МРСК

ТШП 250/5 0,5S

Рег. № 64182-16

A1805RLQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

±1,7

±2,7

и- н-

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) Ф-2-4 с. Резерв ОРУ 110 МРСК

ТШП 250/5 0,5S

Рег. № 64182-16

A1805RLQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 31857-11

IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/

Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15

Активная

Реактивная

±1,7

±2,7

и- н-

Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) Ф-1-3 с.

Сборка 0,4 кВ хоз. двора ОРУ-110 МРСК

ТШП 250/5 0,5S

Рег. № 64182-16

A1805RLQ-P4GB-DW-4

1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 31857-11

Активная

Реактивная

±1,7

±2,7

и- н-

1	2	3	4	5	6	7	8	9
32	Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) Ф-3-2 с. Новый релейный зал ОРУ-150 шкаф № 1	ТШП 250/5 0,5S Рег. № 64182-16	-	A1805RLQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 31857-11	IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»/ Блок коррекции времени ЭНКС-2-2.1.1, рег. № 37328-15	Активная Реактивная	±1,7 ±2,7	и- н-
33	Нижне-Туломская ГЭС (ГЭС-13) Ф-8-1 с. Новый релейный зал ОРУ-150 шкаф № 2	ТШП 250/5 0,5S Рег. № 64182-16	-	A1805RLQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Рег. № 31857-11		Активная Реактивная	±1,7 ±2,7	и- н-
П р и м е ч а н и я 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 электрической энергии на интервале времени 30 мин. 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от 1ном (1баз) cosp = 0,8 инд. 4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УССВ 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно национальной шкалы координированного времени UTC(SU) ±5 с.

Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	33
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uном	от 98 до 102
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- ток, % от 1баз	от 2 до I макс.
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos ф	0,87
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 95 до 105
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- ток, % от 1баз	от 2 до I макс.
- 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 -30 до +30
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	45
- при отключении питания, лет, не менее	10
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

стойкость к электромагнитным воздействиям; ремонтопригодность;

функция контроля процесса работы и средства диагностики системы;

функция регистрации в журналах событий счетчиков фактов: параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени;

функция регистрации в журналах событий серверов фактов: даты начала регистрации измерений; установки и корректировки времени;

нарушение защиты сервера;

резервирование каналов передачи данных в системе;

резервирование электропитания оборудования системы.

Защищённость применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательных коробок;

серверов;

наличие защиты информации на программном уровне:

установка пароля на счетчике электрической энергии;

установка пароля на сервере, предусматривающего разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

использования цифровой подписи при передаче информации с результатами измерений.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ПАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество шт./экз.
1	2	3
Трансформатор тока	KOKS	6
Трансформатор тока	ТЛП-10	18
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ	12
Трансформатор тока	ТОЛ-35	6
Трансформатор тока	ТПОЛ 10	2
Трансформатор тока	ТШП	24
Трансформатор тока	ТВ-ЭК	6
Трансформатор напряжения	UGE 3-35	21
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ	24
Трансформатор напряжения	НАЛИ-СЭЩ	2
Трансформатор напряжения	НАМИ-35	2
Трансформатор комбинированный	KOTEF	12
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	A1802RALQ-P4GB-DW-4	7
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	A1805RALQ-P4GB-DW-4	9
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	A1802RAL-P4G-DW-4	5

Продолжение таблицы 4

1	2	3
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	A1820RLQ-P4GB-DW-4	4
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	A1805RLQ-P4GB-DW-4	8
Блок коррекции времени	ЭНКС-2	1
Программное обеспечение	ПО «АльфаЦЕНТР»	1
Паспорт	ЭС-98-11/2019-12-13.ПС	1
П р и м е ч а н и е - В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе ЭС-98-11/2019-12-13.3.МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Кольский» ПАО «ТГК-1» каскад Туломских ГЭС», аттестованном ООО «ОКУ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU311468.

Нормативные документы, устанавливающие требования средству измерений

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 «ЭНЕРГОСЕРВИС» (ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»)

ИНН 7802222000

Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, 7-я Красноармейская ул., д. 18, лит. А, пом. 7-Н

Телефон: 8 (812) 368-02-70, 8 (812) 368-02-71

Факс: 8 (812) 368-02-72

Е-mail: office@energoservice.net

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области» (ФБУ «Тест-С.-Петербург»)

Адрес: 190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1

Телефон: 8 (812) 244-62-28, 8 (812) 244-12-75

Факс: 8 (812) 244-10-04

E-mail: letter@rustest.spb.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311484.

Техническая поддержка

1598 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2293 от 01.11.2023

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

1598 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2293 от 01.11.2023

Текст приказа Росстандарта № 2293 от 01.11.2023

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель