Приложение к свидетельству № 55626
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/6 кВ «Новая»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности ПС 220/110/6 кВ «Новая» (далее АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ПС
220/110/6 кВ «Новая», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты изме-
рений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему
с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-
троэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
– периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии
с заданной дискретностью учета (30 мин);
– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
– передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ)
смежных субъектов оптового рынка;
– обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных
от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей
и т.п.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинён-
ной национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно измерительный комплекс (ИИК), состоящих из транс-
форматоров тока (ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторов напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счет-
чиков активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 для активной
электрической энергии и по ГОСТ 31819.23-2012 для реактивной электрической энергии, уста-
новленных на объекте, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи
данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных типа RTU-325 (№ 37288-08 в Госу-
дарственном реестре средств измерений), технические средства приема-передачи данных, кана-
лы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы, уст-
ройство синхронизации системного времени УССВ 16HVS.
На уровне ИВКЭ обеспечивается:
-
автоматический регламентный сбор результатов измерений, привязанных к единому
календарному времени, с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
автоматический сбор данных о состоянии средств измерений (журналов событий) со
всех ИИК, обслуживаемых данным ИВКЭ;
Лист № 2
Всего листов 14
-
функции хранения результатов измерений и данных о состоянии средств измерения
автоматические;
-
возможность масштабирования долей именованных величин электроэнергии и дру-
гих физических величин;
-
автоматическую синхронизацию и коррекцию времени в счетчиках электроэнергии;
-
ведение Журнала событий;
-
предоставление доступа ИВК к результатам измерений;
-
предоставление доступа ИВК к данным о состоянии средств измерений;
-
конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обес-
печения;
-
диагностику работы технических средств;
-
хранение результатов измерений;
-
хранение данных о состоянии средств измерений;
-
предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированно-
го доступа к данным;
-
аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров
и данных;
-
хранение суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления
(выработки) по каждому каналу, электропотребление (выработку) за месяц по каждому каналу
и по группам не менее 35 суток.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализи-
рованного программного обеспечения из состава комплекса измерительно-вычислительного
для учета электрической энергии АльфаЦЕНТР производства ООО «Эльстер Метроника» (№
44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналы связи,
персональный компьютер (ПК) выполняющий функции сервера сбора данных.
С уровня ИВКЭ на уровень ИВК информация передается по сети Ethernet.
На уровне ИВК обеспечивается:
– автоматический регламентный сбор результатов измерений;
– автоматическое выполнение коррекции времени;
– сбор данных о состоянии средств измерений;
– контроль достоверности результатов измерений;
– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления
питания и т.п.);
– возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
– хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений не менее
3,5 лет;
– ведение нормативно-справочной информации;
– ведение «Журналов событий»;
– формирование отчетных документов;
– передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в
ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
– безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 – 2003;
– конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного
доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
– диагностику работы технических средств и ПО;
– разграничение прав доступа к информации;
– измерение интервалов времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в ПК.
ПК функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
ПК обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следую-
щей информации:
Лист № 3
Всего листов 14
– отпускилипотреблениеактивнойиреактивноймощности,усредненной
за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
– показатели режимов электропотребления;
– максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и сут-
кам;
– допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируе-
мый интервал времени.
Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в ана-
логовые сигналы низкого уровня, которые совместно с первичными напряжениями по провод-
ным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической
энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преоб-
разуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряже-
ния в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения
активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформа-
ции представляется как:
– активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл от средней за период
0,02 с активной и реактивной мощности, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям
связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации,
ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (ПК).
На верхнем – третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измери-
тельной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформ-
ление справочных и отчетных документов.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в
себя два УССВ 16НVS. УСПД RTU-325 периодически (1 раз в час) сравнивает показания своих
часов с показаниями часов УССВ-16HVS. Ход часов УСПД согласно описания типа
±
0,5 с.
При обнаружении расхождения больше
±
2 с УСПД RTU-325 производит синхронизацию соб-
ственного времени с временем в УССВ-16HVS. Связь с УССВ осуществляется по СОМ-порту
(интерфейс RS-232). Скорость передачи данных по СОМ-порту от УССВ-16HVS до УСПД
RTU-325 составляет не менее 9600 бит/с, меньше 0,2 с и ей можно пренебречь.
Часы счетчиков синхронизируются от УСПД. Сличение показаний часов счетчиков со
с показаниями часов УСПД осуществляется при каждом опросе, корректировка выполняется
при расхождении показаний часов счетчиков с показаниями часов УСПД на ±2 с. Ход часов
счетчика согласно описания типа с учетом температурной составляющей составляет ± 0,5 с.
Задержкой времени в линиях связи пренебрегаем ввиду ее малости.
ПК периодически (1 раз в час) сравнивает показания своих часов с показаниями часов
УССВ-16HVS. При обнаружении расхождения больше
±
2 с производится синхронизация по-
казаний часов ПК и УССВ-16HVS .
Суточный ход часов компонентов системы не превышает
±
5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и
корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счетчика электрической энергии;
– испытательной коробки;
Лист № 4
Всего листов 14
– УСПД;
– ПК;
б) защита информации на программном уровне:
– результатов измерений (возможность использования цифровой подписи);
– установка пароля на счетчик;
– установка пароля на УСПД;
– установка пароля на ПК.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение «Альфа
Центр РЕ», которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной инфор-
мации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче
является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-
лучаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от
счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи
измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-
ков и измерительных трансформаторов.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«С» по МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифро-
вого идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
обеспечения
(идентифика-
ционный номер)
печения
вычисления
цифрового
са и передачи дан-
Таблица 1 Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
Идентификаци-
Номер версии
Цифровой иден-
Алгоритм
онное наименова-тификатор про-Другие идентифи-
ние программного
програ
мм
ного
граммного обес-кационные данные
и
ден
т
ифика-
обеспечения тора
12345
Программа –
п
лан
и
ровщик о
п
ро-
3.28.6.06BE70157amrserver.exeCRC32
счетчиков и
ных
Драйвер ручного
опроса счетчиков3.29.2.0D0893292amrс.exeCRC32
и УСПД
Драйвер автома-
т
и
ческого о
п
роса
3.29.2.03D3B9794amra.exeCRC32
БД
УСПД
Дра
й
вер работы с
3.29.0.074A48292cdbora2.dllCRC32
счетчиков
Библиотека шиф-
рова
ни
я
п
ароля
2.0.0.0BD63F2C9encryptdll.dllCRC32
EPQS
Библиотека сооб-
щений планиров-–A99F4657alphamess.dllCRC32
щика опросов
Состав ИК
1
TG 245
600/5
к.т. 0,2S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
CPB 245
220000/100
к.т. 0,2;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
2
TG 245
600/5
к.т. 0,2S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
CPB 245
220000/100
к.т. 0,2;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
3
CPB 245
220000/100
к.т. 0,2;
№ в Госреест-
ре 15853-06
4
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
5
Лист № 5
Всего листов 14
Метрологические и технические характеристики
Состав и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таб-
лице 2.
Таблица 2. Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ.
Наимено-
№ вание при-
ИК соедине-
нияТТ
ТНСчетчик
энергии
погреш-
ность в
Метрологиче-
ские характери-
стики ИК
Вид
Погреш-
УСПД/
электро-
Основная
рабочих
ИВК
н
ост
ь
, %
услови-
ях, %
1
3
4
5
67
89
активная
реактив-
ная
±0,6 ±2,1
±1,3 ±2,5
активная
реактив-
ная
±0,6 ±2,1
±1,3 ±2,5
2
ПС
220/110/6
кВ «Но-
вая» - ВЛ
220 кВ ПС
«Плесецк»
1 цепь
W1E
ПС
220/110/6
кВ «Но-
вая» -
ВЛ 220 кВ
ПС «Пле-
сецк" 2
цепь W2E
ПС
220/110/6
кВ «Но-
вая» -
СВ 220 кВ
TG 245
600/5
к.т. 0,2S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
±0,6 ±2,1
±1,3 ±2,5
ПС
220/110/6
кВ «Но-
вая» - ВЛ
110 кВ ПС
N5 2 цепь
W1G
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ПС
220/110/6
кВ «Но-
вая» - ВЛ
110 кВ ПС
N5 1 цепь
W2G
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
RTU-325/
Альфа-
ЦЕНТР
активная
реактив-
ная
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
Состав ИК
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
Наимено-
№ вание при-
ИК соедине-
ния
ТТ
ТНСчетчик
энергии
погреш-
ность в
Лист № 6
Всего листов 14
Метрологиче-
ские характери-
стики ИК
Вид
Погреш-
УСПД/
электро-
Основная
рабочих
ИВК
н
ост
ь
, %
услови-
ях, %
123456789
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ПС
220/110/6
кВ «Но-
6 вая» - ВЛ
110 кВ ПС
N7 1 цепь
W3G
ПС
220/110/6
кВ «Но-
7 вая» - ВЛ
110 кВ ПС
N7 2 цепь
W4G
ПС
220/110/6
кВ «Но-
8 вая» - ВЛ
110 кВ ПС
"Савино"
W5G
ПС
220/110/6
кВ «Но-
9 вая» - ВЛ
110 кВ ПС
N 6 1 цепь
W6G
ПС
220/110/6
кВ «Но-
10 вая» - ВЛ
110 кВ ПС
N 6 2 цепь
W7G
RTU-325/
Альфа-
ЦЕНТР
активная
реактив-
ная
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
Состав ИК
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
СРВ 123
110000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 15853-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
Наимено-
№ вание при-
ИК соедине-
ния
ТТ
ТНСчетчик
энергии
погреш-
ность в
Лист № 7
Всего листов 14
Метрологиче-
ские характери-
стики ИК
Вид
Погреш-
УСПД/
электро-
Основная
рабочих
ИВК
н
ост
ь
, %
услови-
ях, %
123456789
ПС
220/110/6
11 кВ «Но-
вая» - Ввод
110 кВ Т1
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ПС
220/110/6
кВ «Но-
12 вая» - ВЛ
110 кВ ПС
N3 1 цепь
W8G
ПС
220/110/6
кВ «Но-
13 вая» - ВЛ
110 кВ ПС
N3 2 цепь
W9G
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ПС
220/110/6
14 кВ «Но-
вая» - Ввод
110 кВ Т2
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ПС
220/110/6
15 кВ «Но-
вая» - ОВ
110 кВ
TG 145
600/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 15651-
12
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
16 ПСTG 145СРВ 123EPQS
220/110/6 600/5 110000/100 к.т.
кВ «Но- к.т. 0,5S; к.т. 0,5; 0,2S/0,5;
вая» - ВЛ№ в Госрее-№ в Госреест- № в Гос-
110 кВ ПС стре 15651- ре 15853-06реестре
N2 W10G 12 25971-06
активная
реактив-
RTU-325/
ная
Альфа-
ЦЕНТР
активная ±1,1 ±5,4
реактив-
±2,0 ±4,7
ная
Состав ИК
17
ТЛО-10
1500/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
18
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
Наимено-
№ вание при-
ИК соедине-
ния
ТТ
ТНСчетчик
энергии
погреш-
ность в
Лист № 8
Всего листов 14
Метрологиче-
ские характери-
стики ИК
Вид
Погреш-
УСПД/
электро-
Основная
рабочих
ИВК
н
ост
ь
, %
услови-
ях, %
123456789
ПС
220/110/6
кВ «Но-
вая» - ЗРУ
6 кВ. ч.29.
Ввод 6кВ
Т1
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ПСТЛО-10
220/110/6 300/5
кВ «Но- к.т. 0,5S;
вая» - ЗРУ № в Госрее-
6 кВ. Яч.25 стре 25433-
КЛ 6 кВ11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ПС
6 кВ. Яч.23
300/5
к.т. 0,5S;
220/110/6
ТЛО-10
кВ «Но-
19 вая» - ЗРУ
№ в
Госрее-
КЛ
6
к
В
стре 25433-
ТП 20
11
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ПС
кВ «Но-
6 кВ.
220/110/6
ТЛО-10
150/5
№ в Госрее
11
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
21
20 вая» - ЗРУ
к.т. 0,5
S
;
-
Яч.21. Т
С
Н
стре 25433-
6/0,4 кВ
ПС
220/110/6ТЛО-10
кВ «Но- 300/5
вая» - ЗРУ к.т. 0,5S;
6 кВ Яч.19. № в Госрее-
КЛ 6 кВ стре 25433-
КТПН 11
"Биржа"
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
22 ПС
220/110/6
кВ «Но-
вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.17.
ТЛО-10
150/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
Альфа-
RTU-325/
активная
ЦЕНТР
реактив-
активная ±1,1 ±5,4
реактив-
±2,0 ±4,7
ная
Состав ИК
23
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре trial-11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
Наимено-
№ вание при-
ИК соедине-
ния
ТТ
ТНСчетчик
энергии
погреш-
ность в
Лист № 9
Всего листов 14
Метрологиче-
ские характери-
стики ИК
Вид
Погреш-
УСПД/
электро-
Основная
рабочих
ИВК
н
ост
ь
, %
услови-
ях, %
1 2 3
ДГР 6кВ 11
4
ре 20186-05
56789
25971-06
ПС
220/110/6
кВ «Но-
вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.15.
КЛ 6 кВ
ТП 157
активная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
27
ПС
220/110/6
кВ «Но-
24 вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.13.
КЛ 6 кВ
ТП 20А
ПС
220/110/6
кВ «Но-
25 вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.11.
КЛ 6 кВ
КАЗ-1
ПС
220/110/6
кВ «Но-
26 вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.9.
КЛ 6 кВ
ТП 100-1
ПС
220/110/6
кВ «Но-
вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.7.
КЛ 6 кВ
ТП "КИБ"
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
28 ПС
220/110/6
кВ «Но-
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
Альфа-
RTU-325/
реактив-
ЦЕНТР
ная
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
Состав ИК
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре trial-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
ТЛО-10
150/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
Наимено-
№ вание при-
ИК соедине-
ния
ТТ
ТНСчетчик
энергии
погреш-
ность в
Лист № 10
Всего листов 14
Метрологиче-
ские характери-
стики ИК
Вид
Погреш-
УСПД/
электро-
Основная
рабочих
ИВК
н
ост
ь
, %
услови-
ях, %
12
вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.26.
КЛ 6 кВ
3
№ в Госрее-
стре 25433-
11
4
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
56789
№ в Гос-
реестре
25971-06
ПС
220/110/6
кВ «Но-
29 вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.24.
КЛ 6 кВ
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ПС
220/110/6
кВ «Но-
30 вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.22.
КЛ 6 кВ
КАЗ-2
ПС
220/110/6
кВ «Но-
31 вая» - ЗРУ
6кВ. Яч.18.
КЛ 6 кВ
Пл. 52
ПС
220/110/6
кВ «Но-
32 вая» - ЗРУ
6кВ. Яч.16.
КЛ 6 кВ
ТП 85
ПС
220/110/6
кВ «Но-
33 вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.14.
ТСН
6/0,4 кВ
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
34 ПС
220/110/6
кВ «Но-
ТЛО-10
300/5
к.т. 0,5S;
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
RTU-325/
Альфа-
ЦЕНТР активная
реактив-
ная
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
Состав ИК
35
НАМИ-10-
95УХЛ2
6000/100
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
-
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
-
EPQS
к.т.
0,2S/0,5;
№ в Гос-
реестре
25971-06
Наимено-
№ вание при-
ИК соедине-
ния
ТТ
ТНСчетчик
энергии
погреш-
ность в
Лист № 11
Всего листов 14
Метрологиче-
ские характери-
стики ИК
Вид
Погреш-
УСПД/
электро-
Основная
рабочих
ИВК
н
ост
ь
, %
услови-
ях, %
12
вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.12.
КЛ 6 кВ
ТП 18Г
3
№ в Госрее-
стре 25433-
11
4
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре 20186-05
56789
№ в Гос-
реестре
25971-06
ПС
220/110/6
кВ «Но-
вая» - ЗРУ
6 кВ.Яч.10.
ДГР 6 кВ
ТЛО-10
150/5
к.т. 0,5S;
№ в Госрее-
стре 25433-
11
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ТЛО-10 НАМИ-10-
300/5 95УХЛ2
к.т. 0,5S;6000/100
№ в Госрее- к.т. 0,5;
стре 25433-№ в Госреест-
11 ре 20186-05
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
ТЛО-10НАМИ-10-
1500/5 95УХЛ2
к.т. 0,5S;6000/100
№ в Госрее- к.т. 0,5;
стре 25433-№ в Госреест-
11 ре 20186-05
активная
реактив-
ная
±1,1 ±5,4
±2,0 ±4,7
Т-0,66 У3
600/5
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре
51179-12
активная
реактив-
ная
±0,9 ±3,1
±1,8 ±4,6
ПС
220/110/6
кВ «Но-
36 вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.8.
КЛ 6 кВ
ТП 100-2
ПС
220/110/6
кВ «Но-
37 вая» - ЗРУ
6 кВ Яч.4.
Ввод 6 кВ
Т2
ПС
220/110/6
кВ «Но-
38 вая» -
ЩСН.
Ввод 1
секции
ПС
220/110/6
кВ «Но-
39 вая» -
ЩСН.
Ввод 2
секции
Т-0,66 У3
600/5
к.т. 0,5;
№ в Госреест-
ре
51179-12
активная
RTU-325/ реактив-
Альфа-ная
ЦЕНТР
активная
реактив-
ная
±0,9 ±3,1
±1,8 ±4,6
Лист № 12
Всего листов 14
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы
интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение (0,95 – 1,05) Uном; ток (1 – 1,2) Iном, cos
j
= 0,8инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до + 50 ˚С; счетчиков - от
+ 18 ˚С до + 25 ˚С; УСПД - от + 15 ˚С до + 25 ˚С; ИВК - от + 15 ˚С до + 25 ˚С;
- частота питающей сети переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц;
Рабочие условия:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1) Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,01 ÷ 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 ÷ 1,0 (0,87 ÷ 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 60 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1) Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,01 ÷ 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 ÷ 1,0 (0,87 ÷ 0,5); час-
тота - (50
±
0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C;
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляет-ся
актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъем-
лемая часть.
Глубина хранения информации:
Глубина хранения 30 минутного графика нагрузки в памяти электросчётчика не менее
35 суток.
Глубина хранения 30 минутных графиков нагрузки в памяти ИВКЭ (УСПД) состав-
ляет не менее 35 суток.
Глубина хранения информации в базе данных ПК
не менее 3,5 лет.
5. Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее 140000
часов, среднее время восстановления работоспособности 24 часа;
- устройство сбора и передачи данных - среднее время наработки на отказ не менее
35000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 24 часов.
- ПК – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время восста-
новления работоспособности 2 дня.
Знак утверждения типа
наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по эксплуатации и паспорта
АИИС КУЭ типографским способом.
Наименование изделия
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Кол-во
шт.
Примечание
Счетчик электрической энергии многофункциональный EPQS
39
Трансформатор тока TG 145/170/245/362420
6
1
Лист № 13
Всего листов 14
39
63
6
6
6
2
1
Трансформатор тока TG 145
Трансформатор тока ТЛО-10
Трансформатор тока Т-0,66 У3
Трансформатор напряжения CPВ 72-800
Трансформатор напряжения CPВ 72-800
Трансформатор напряжения НАМИ-10-95УХЛ2
УСПД RTU-325
Персональный компьютер (ПК) выполняющий функции сервера
БД
Медиа-конвертер промышленный TCF-142-M-ST
ПО из состава «АльфаЦЕНТР»
Методика поверки МЭС 2014-13.МП
2
1
1
Инструкция по эксплуатации МЭС 2014-13.ИЭ
Паспорт МЭС 2014-13.ПФ
1
1
Поверка
осуществляется по документу МЭС 2014-13.МП «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/6
кВ «Новая» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ»
21.08.2014 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
·
для трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато-
ры тока. Методика поверки»;
·
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные
трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»,
МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки
на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
·
для счетчиков электрических многофункциональных EPQS – в соответствии с
РМ 1039597-26:2002;;
·
для устройства сбора и передачи данных RTU-325 – в соответствии с ДЯ-
ИМ.466453.005 МП. Методика поверки;
·
средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки транс-
форматоров напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»:
·
средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка транс-
форматоров тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
·
прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнерге-
тических величин «Энерготестер ПКЭ-А», номер в Государственном реестре средств измере-
ний 53602-13;
·
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
·
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
·
термогигрометр «CENTER» (мод.314), номер в Государственном реестре средств из-
мерений 22129-09.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений описан в методике измерений МЭС 2014-13.МИ, утвержденной и ат-
тестованной в установленном порядке.
Лист № 14
Всего листов 14
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ПС 220/110/6 кВ
«Новая»
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли.
Изготовитель:
Общество с ограниченной ответственностью «МонтажЭнергоСтрой».
Юридический адрес: 153003, г. Иваново, ул. Кузнецова, д. 127.
Почтовый адрес: 153009, г. Иваново, пр. Строителей д. 15 оф. 5.
e-mail:
, тел: (4932) 53-09-77, 8910-681-96-26,
факс: (4932) 53-09-77.
Испытательный центр:
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»
424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, 3
тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30118-11 от 08.08.2011 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«___»________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.