Приложение к свидетельству № 66555
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Арчеда
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Арчеда (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена
для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи
полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по
тексту – ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН), счетчики
активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту – Счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему
обеспечения единого времени (СОЕВ), коммутационное оборудование, в состав которого
входят шлюзы Е-422, сетевые концентраторы, технические средства приема-передачи данных,
каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее
по тексту – ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных;
устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ)
на базе персонального компьютера (далее по тексту – ПК); каналообразующую аппаратуру;
средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на
выходы 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов
измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
Лист № 2
Всего листов 12
КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭединойнациональной
(общероссийской) электрической сети (далее по тексту – ЕНЭС) автоматически опрашивает
УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал
связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу
связи.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку
измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает
полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД 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.
Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматизированно формирует файл
отчета с результатами измерений, в формате ХМL, и автоматизированно передает его в
программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного
управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Арчеда ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает
автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит
коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -
сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение,
превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз
в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД
более чем на ±2 с.
Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
Автоматизированная информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучета
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту – СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)).
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической
энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а
также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах,
предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в
ИВК, указаны в таблице 1.
не ниже 1.00
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование ПО СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПОD233ED6393702747769A45DE8E67B57E
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК
АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 12
Метрологические и технические характеристики
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
№
ИК
Счётчик
электрической
№ 3191-72
кл.т 0,5
Ктн =
(220000/√3)/(100/√3)
Госреестр№ 25971-06
TK16L.31
зав. №
00039-227-
Зав. № 1036114;234-455
ТГФМ-220
Зав. № 2042;
2043; 2044
Госреестр
№ 52260-12
Ктн =
2Зав. № 472464
Госреестр
№ 25971-06
зав. №
"Арчеда",Ктт = 1000/5
№ 2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
Зав. № 1042566;
949575; 1042592
ав. № 45191
TK16L.31
зав. №
234-455
Госреестр
ТГФМ-110
№ 52261-12
Зав. № 1033851;
1033857; 1033666
Ктн =зав. №
(110000/√3)/(100/√3)00039-227-
234-455
Госреестр
Таблица 2 – Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
Диспетчерское
Состав первого и второго уровней ИК
наименование точки ТрансформаторТрансформаторИВКЭ
учётатоканапряжения
энергии
(УСПД)
12 3 4 5 6
ТВ-220/25
НКФ-220-58 У1
кл.т 0,5EPQS111.21.18.LL
ВЛ 220 кВ Волга -Ктт = 1000/5 кл.т 0,2S/0,5
1Иловля-2 - АрчедаЗав. № 2076-1;Зав. № 452041
(с
ПС Ар
ч
еда)2076-2; 2076-3
1004151; 1041131
Госр
е
е
с
тр
Госреестр
Госреестр № 36643-07
№ 14626-95
НКФ-220-58 У1
кл.т 0,2S
кл.т
0,5
EPQS111.21.18.LL
TK1
6
L.31
ПС 220 кВ Арчеда
К
т
т = 1000/5
(220000/√3)/(100/√3)
к
л
.т 0,2S
/
0,5
00039-227-
ОВВ-220 кВ Зав. № 1029126;234-455
1041128; 1036120 Госреестр
Госреестр№ 36643-07
№ 14626-95
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
НКФ-110-57 У1
ПС 220/110/10 кВкл.т 0,5EPQS111.21.18.LL
3 ОРУ-110 кВ,Зав. № 11466;
(110000/√3)/(100/√3)
З
кл.т 0,2S/0,5
6
00039-227-
СШ-110 кВ, яч.2, 11498; 11445 Госреестр
ВЛ 110 кВ №519Госреестр
Госреестр
№ 25971-06
№ 36643
-
07
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
ПС 220/110/10 кВкл.т 0,2S
кл.т
0,5
EPQS111.21.18.LL
TK1
6
L.31
"Арчеда", Ктт = 1000/5 кл.т 0,2S/0,5
4ОРУ-110 кВ,Зав. № 12514;Зав. № 452248
СШ-110 кВ, яч.16, 12515; 12516 Госреестр
ВЛ 110 кВ №525Госреестр
Госреестр
№ 25971-06
№ 36643
-
07
№ 14205-94
Лист № 4
Всего листов 12
Продолжение таблицы 2
12
ПС 220/110/10 кВ
"Арчеда",
5ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.15,
ВЛ 110 кВ № 526
ТГФМ-110
Зав. № 12517;
12518; 12519
Госреестр
Ктн =
№ 14205-94
Зав. № 451958
Госреестр
№ 25971-06
зав. №
3456
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,2S
кл.т
0,5
EPQS111.21.18.LL
TK16L.31
К
т
т = 1000/5
(110000/√3)/(100/√3)
к
л
.т 0,2S
/
0,5
00039-227-
Зав. № 1042566;234-455
949575; 1042592 Госреестр
№ 52261-12
Госреестр№ 36643-07
ПС 220/110/10 кВ
"Арчеда",
6 ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.1,
ВЛ 110 кВ №554
№ 2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Госреестр№ 25971-06
TK16L.31
зав. №
00039-227-
Зав. № 1042566;234-455
ПС 220/110/10 кВ
"Арчеда",
7ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.13,
ВЛ 110 кВ №555
ТГФМ-110
Зав. № 12520;
12521; 12522
Госреестр
№ 52261-12
Ктн =
Зав. № 452165
Госреестр
№ 25971-06
зав. №
ПС 220/110/10 кВ
"Арчеда",
8ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.17,
ВЛ 110 кВ №557
ТГФМ-110
Зав. № 12523;
12524; 12525
Госреестр
Ктн =
№ 14205-94
Зав. № 452160
Госреестр
№ 25971-06
зав. №
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,5EPQS111.21.18.LL
Ктт = 1000/5 кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 11491;Зав. № 451915
11490; 11500
949575; 1042592
Госр
е
е
с
тр
Госреестр
Госреестр № 36643-07
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,2S
кл.т
0,5
EPQS111.21.18.LL
TK16L.31
К
т
т = 1000/5
(110000/√3)/(100/√3)
к
л
.т 0,2S
/
0,5
00039-227-
Зав. № 1033851; 234-455
1033857; 1033666 Госреестр
Госреестр№ 36643-07
№ 14205-94
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,2S
кл.т
0,5
EPQS111.21.18.LL
TK16L.31
К
т
т = 1000/5
(110000/√3)/(100/√3)
к
л
.т 0,2S
/
0,5
00039-227-
Зав. № 1033851; 234-455
1033857; 1033666 Госреестр
№ 52261-12
Госреестр№ 36643-07
ПС 220/110/10 кВ
"Арчеда",
9ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.14,
ВЛ 110 кВ ГКС-2
Зав. № 12511;
12512; 12513
кл.т 0,5
Госреестр
Зав. № 451785
Госреестр
TK16L.31
Ктн =зав. №
№ 36643-07
ПС 220/110/10 кВ
"Арчеда",
10 ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.6,
ВЛ 110 кВ Завод-1
тт = 1000Ктн =
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 451922
Госреестр
№ 25971-06
зав. №
ТГФМ-110
НКФ-110-57 У1
кл.т 0,2SEPQS111.21.18.LL
К
т
т = 1000/5
(110000/√3)/(100/√3)
кл.т
0,2S/0,5
00039-227-
Зав. № 1042566; 234-455
Госреестр
949575; 1042592
№ 25971-06
Госреестр
№ 52261-12
№ 14205-94
CA-123НКФ-110-57 У1
Кк
л.т
0,2S
/5
кл.т
0,5
EPQS111.21.18.LL
TK16L.31
Зав. № 0911124/1; (110000/√3)/(100/√3) 00039-227-
0911124/2;Зав. № 1033851;234-455
0911124/3 1033857; 1033666 Госреестр
Госреестр Госреестр № 36643-07
№ 23747-02№ 14205-94
Лист № 5
Всего листов 12
№ 64839-16
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. № 1042566;
TK16L.31
зав. №
00039-227-
234-455
949575; 1042592Госреестр
№ 2793-88
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
TK16L.31
зав. №
00039-227-
Зав. № 1033851;234-455
1033857; 1033666Госреестр
"Арчеда",
ОРУ-110 кВ,
СШ-110 кВ, яч.3,
ВЛ 110 кВ Завод-4
. № 2046;
Ктн =
кл.т 0,2S/0,5
13Зав. № 452010
Госреестр
№ 25971-06
зав. №
"Арчеда",
ОМВ-110 кВ
ТГФМ-110
Ктт = 1000/5
Госреестр
Ктн =
Зав. № 1033851;
№ 14205-94
кл.т 0 2S/0,5
№ 25971-06
зав. №
234-455
Продолжение таблицы 2
123456
ТФНД-110М-II
НКФ-110-57 У1
ПС 220/110/10 кВкл.т 0,5EPQS111.21.18.LL
"Арчеда", Ктт = 1000/5 кл.т 0,2S/0,5
11 ОРУ-110 кВ,Зав. № 2607;Зав. № 452037
СШ-110 кВ, яч.5, 2052; 924 Госреестр
ВЛ 110 кВ Завод-2Госреестр
Госреестр
№ 25971-06
№ 36643
-
07
№ 14205-94
ТФЗМ-110Б-IIIУ1
НКФ-110-57 У1
ПС 220/110/10 кВкл.т 0,5EPQS111.21.18.LL
"Арчеда", Ктт = 1000/5 кл.т 0,2S/0,5
12 ОРУ-110 кВ,Зав. № 2107;Зав. № 452249
СШ-110 кВ, яч.4, 2108; 2099 Госреестр
ВЛ 110 кВ Завод-3Госреестр
Госреестр
№ 25971-06
№ 36643
-
07
№ 14205-94
ТФНД-110М-II
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5НКФ-110-57 У1
ПС 220/110/10 кВ
Зав
Госреестр
908кл.т
0,5
EPQS111.21.18.LL
TK16L.31
№ 64839-16 (110000/√3)/(100/√3) 00039-227-
ТФЗМ-110Б-IIIУ1Зав. № 1042566;234-455
кл.т 0,5949575; 1042592 Госреестр
Ктт = 1000/5Госреестр№ 36643-07
Зав. № 11494 № 14205-94
Госреестр
№ 2793-88
НКФ-110-57 У1
ПС 220/110/10 кВкл.т 0,2S
кл.т
0,5
EPQS111.21.18.LL
TK16L.31
14ОРУ-110 кВ, Зав. № 12526;
(110000/√3)/(100/√3)
Зав. №
,
452084
00039-227-
ОСШ-110 кВ, яч.10,12527; 12528
1033857; 1033666
Госреестр
Госреестр
№ 52261-12
Госреестр № 36643-07
Госреестр
15КРУН-10 кВ,Зав. № 571980
кл.т 0,5кл.т 0,5зав. №
ГосреестрГосреестр
Госреестр
16КРУН-10 кВ,Зав. № 571981
кл.т 0,5кл.т 0,5зав. №
ГосреестрГосреестр
ПС 220/110/10 кВ
ТЛМ-10НТМИ-10-66У3
EPQS111.21.18.
L
L
TK16L.31
"А
р
ч
ед
а
",
Ктт = 1000/5 Ктн = 10000/100
кл.т
0,2S
/
0,5
00039-227-
1 секция 10 кВ,
Зав. № 6562; 6596Зав. № 1555
Госреестр
234-455
ячейка 10 кВ № 5 ПГ
№ 2473-69 № 831-69
№ 25971-06
№ 36643-07
ПС 220/110/10 кВ
ТЛМ-10НТМИ-10-66У3
EPQS111.21.18.
L
L
TK16L.31
"А
р
ч
ед
а
",
Ктт = 1000/5 Ктн = 10000/100
кл.т
0,2S
/
0,5
00039-227-
2 секция 10 кВ,
Зав. № 3542; 3065Зав. № 5526
Госреестр
234-455
ячейка 10 кВ № 13 ПГ
№ 2473-69 № 831-69
№ 25971-06
№ 36643-07
Лист № 6
Всего листов 12
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1555
Госреестр
№ 831-69
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 5526
Госреестр
№ 831-69
-
-
4
56
Госреестр
№ 2473-69
ТВЛМ-10
кл.т 0,5
Госреестр
зав. №
00039-227-
EPQS111.21.18.LL
TK16L.31
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 452022
234-455
№ 25971-06
Го
с
ре
ес
тр
№ 36643-07
КРУН-10 кВ,
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
Госреестр
НТМИ-10-66У3
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1555
Госреестр
№ 831-69
№ 25971-06
зав. №
00039-227-
234-455
EPQS111.21.18.LL
TK16L.31
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 452156
Госреестр
Госреестр
№ 36643-07
Госреестр
№ 2473-69
ТЛМ-10-2 У3
кл.т 0,5
№ 25971-06
зав. №
00039-227-
234-455
EPQS111.21.18.LL
TK16L.31
кл.т 0,2S/0,5
Зав. № 452083
Госр
е
е
с
тр
Госреестр
№ 36643-07
Госреестр
зав. №
trial-227-
СЭТ-4ТМ.03М.09
TK16L.31
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 809142802
234-455
№ 36697-12
Госреестр
№ 36643-07
Продолжение таблицы 2
123
ТЛМ-10-2 У3
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
ПС 220/110/10 кВ
За
в
. №
1640
"Арчеда",
17КРУН-10 кВ,
1 секция 10 кВ, яч.6,
В
Л 10 кВ
№
6
Ктт = 1000/5
Зав. № 3237
Госреестр
№ 1856-63
ПС 220/110/10 кВ
ТЛМ-10-2 У3
"Арчеда",
18
1 секция 10 кВ, яч.7,
Зав. №
3554; 4571
В
Л 10 кВ
№
7
№ 2473-69
ТЛМ-10
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
ПС 220/110/10 кВ
За
в
. №
3090
"Арчеда",
19КРУН-10 кВ,
2 секция 10 кВ, яч.14,
В
Л 10 кВ
№
14
Ктт = 1000/5
Зав. № 1638; 1840
Госреестр
№ 2473-69
ТОП-0,66-I У3
ПС 220/110/10 кВкл.т 0,5S
"Арчеда",Ктт = 40/5
201 СШ 0,4 кВ, Зав. № 4072206;
ПСН №1,4072207; 4072209
МТС ввод №1 Госреестр
№ 15174-01
ТОП-0,66-I У3
ПС 220/110/10 кВкл.т 0,5S
"Арчеда", Ктт = 40/5
212 СШ 0,4 кВ,Зав. № 4072205;
ПСН №7, 4072208; 4072210
МТС ввод №2 Госреестр
№ 15174-01
№ 36697-12
зав. №
00039-227-
234-455
СЭТ-4ТМ.03М.09
TK16L.31
кл.т 0,5S/1,0
Зав. № 809142886
Госреестр
Госреестр
№ 36643-07
Лист № 7
Всего листов 12
22
ПС 220/110/10 кВ
"Арчеда", ТП
№6330/250, РУ-0,4
кВ, КЛ-0,4 кВ
Административное
здание, КПП
Продолжение таблицы 2
12
456
3
ТТИ-А
кл.т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № U39787;
U39809; U39812
Госреестр
№ 28139-04
зав. №
00039-227-
234-455
Госреестр
СЭТ-4ТМ.03.08
TK16L.31
кл.т 0,2S/0,5
-Зав. № 104075108
Госреестр
№ 27524-04
№ 36643
-
07
Номер ИКcosφ
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
,
при доверительной
вероятности, равной 0,95
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1
1, 3, 6, 11 – 13, 15 – 19
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
2, 4, 5, 7 – 10, 14
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
20, 21
(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S)
22
(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5)
23
1,0 -
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5 -
1,0 ±1,3
0,9 ±1,3
0,8 ±1,5
0,7 ±1,6
0,5 ±2,2
1,0 ±2,3
0,9 ±2,5
0,8 ±2,9
0,7 ±3,4
0,5 ±4,9
1,0 -
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5-
4 5 6
±1,9 ±1,2 ±1,0
±2,4 ±1,4 ±1,2
±2,9 ±1,7 ±1,4
±3,6 ±2,0 ±1,6
±5,5 ±3,0 ±2,3
±1,0 ±0,9 ±0,9
±1,1 ±1,0 ±1,0
±1,2 ±1,1 ±1,1
±1,3 ±1,2 ±1,2
±1,8 ±1,6 ±1,6
±1,6 ±1,4 ±1,4
±1,8 ±1,6 ±1,6
±2,0 ±1,7 ±1,7
±2,3 ±1,8 ±1,8
±3,2 ±2,3 ±2,3
±1,8 ±1,0 ±0,8
±2,3 ±1,3 ±1,0
±2,8 ±1,5 ±1,1
±3,4 ±1,8 ±1,3
±5,3±2,7±1,9
Лист № 8
Всего листов 12
Номер ИК
cosφ
1, 3, 6, 11 – 13, 15 – 19
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
2, 4, 5, 7 – 10, 14
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
20, 21
(Счетчик 1,0; ТТ 0,5S)
22
(Счетчик 0,5; ТТ 0,5)
Продолжение таблицы 3
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении реактивной электрической энергии в
рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
,
при
доверительной вероятности, равной 0,95
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1
23
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5 -
0,9 ±3,0
0,8 ±2,4
0,7 ±2,2
0,5 ±2,0
0,9 ±6,5
0,8 ±5,1
0,7 ±4,5
0,5 ±4,0
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5-
4 5 6
±6,6 ±3,8 ±3,0
±4,6 ±2,8 ±2,3
±3,8 ±2,4 ±2,0
±3,0 ±2,0 ±1,7
±2,5 ±2,3 ±2,3
±2,2 ±1,9 ±1,9
±2,0 ±1,7 ±1,7
±1,9 ±1,6 ±1,6
±4,7 ±3,9 ±3,9
±4,1 ±3,6 ±3,6
±3,8 ±3,4 ±3,4
±3,6 ±3,3 ±3,3
±6,4 ±3,2 ±2,2
±4,4 ±2,3 ±1,6
±3,5 ±1,9 ±1,4
±2,6±1,5±1,2
Примечания:
1 Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
,
погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙U
н
до 1,01∙U
н
;
-
диапазон силы тока - от 0,01∙ I
н
до 1,2∙I
н
;
-
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С;
счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до
плюс 30 °С;
-
частота - (50
±
0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1; диапазон
силы первичного тока - от 0,01∙I
н1
до 1,2∙I
н1
;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Лист № 9
Всего листов 12
Для счетчиков электроэнергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8∙U
н2
до 1,15∙U
н2
; диапазон
силы вторичного тока - от 0,01∙I
н2
до 2∙I
н2
;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 –
активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок
службы и средняя наработка на отказ;
-
счетчики электроэнергии EPQS – среднее время наработки на отказ не менее 70000
часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не
менее 165000 часов;
-
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ
не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
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;
-
паролина сервере,предусматривающиеразграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
-
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Лист № 10
Всего листов 12
Глубина хранения информации:
-
электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 35 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;
-
ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при
отключении питания – не менее 5 лет.
-
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
19
2
1
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
НаименованиеТип
Количество,
шт.
3
3
3
10
18
3
5
5
5
1
6
3
6
6
2
EPQS111.21.18.LL
СЭТ-4ТМ.03М.09
СЭТ-4ТМ.03.08
12
Трансформатор тока ТВ-220/25
Трансформатор тока ТГФМ-220
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-IIIУ1
Трансформатор тока ТГФМ-110
Трансформатор тока CA-123
Трансформатор тока ТФНД-110М-II
Трансформатор тока ТЛМ-10
Трансформатор тока ТЛМ-10-2 У3
Трансформатор тока ТВЛМ-10
Трансформатор тока ТОП-0,66-I У3
Трансформатор тока ТТИ-А
Трансформатор напряжения НКФ-220-58 У1
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У1
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данныхTK16L.31
Методика поверки РТ-МП-4365-500-2017
Паспорт – формуляр АУВП.411711.ФСК.045.03ПФ
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4365-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ
Арчеда. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 18.04.2017 г.
Лист № 11
Всего листов 12
Основные средства поверки:
-
для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
-
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя»;
-
для счетчиков электроэнергии EPQS - по документу «Счетчики электрической
энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;
-
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методикаповерки»ИЛГШ.411152.145РЭ1,утвержденномуруководителемГЦИСИ
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
-
для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1,
согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
-
для УСПД ТК16L – по документу «Устройство сбора и передачи данных ТК16L для
автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системыGlobalPositioningSystem(GPS),регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения
напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком;
-
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ, регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 39937-08;
-
термометрстеклянныйТС-7-М1,регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 1198-12.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на
свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Арчеда».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПС 220 кВ Арчеда
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Лист № 12
Всего листов 12
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностью«Центрэнергоэффективности
ИНТЕР РАО ЕЭС» (ООО «Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС»)
ИНН 7704765961
Адрес: 119435, г. Москва, ул. Большая Пироговская, д.27, стр.1
Телефон: +7 (495) 221-75-60
Заявитель
Филиал Общества с ограниченной ответственностью Управляющая компания
«РусЭнергоМир» в г. Москве (Филиал ООО УК «РусЭнергоМир» в г. Москве)
Адрес: 123557, г. Москва, ул. Пресненский вал, д. 14, 3 этаж
Телефон: +7 (499) 750-04-06
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.