Приложение к свидетельству № 70239
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Тула
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Тула (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена
для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи
полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС
(регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД)
Исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС» и Магистральных электрических сетей
(МЭС) ПАО «ФСК ЕЭС», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую
аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической
энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения
единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени
UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным 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 мин) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической
сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с
помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой
сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) При отказе основного канала связи опрос УСПД
выполняется по резервному каналу связи.
Лист № 2
Всего листов 13
Поокончанииопросасерверсбораавтоматическипроизводитобработку
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 ХМL и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и
смежным субъектам ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного
управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Тула ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы
времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени
(УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера
сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой
координированного времени UTC (SU).
Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении
с источником точного времени более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не
более 60 мин.
В процессе сбора информации из счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 мин, УСПД
автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии и в
случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего
времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника
точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений
количества электрической энергии с точностью не хуже ±5 с.
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
Идентификационное наименование ПОСПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПОD233ED6393702747769A45DE8E67B57E
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики
измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 13
Метрологические и технические характеристики
5
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
№
тока
напряжения
Счетчик
1
ф. А, В, С:
ВСТ
кл.т 0,2S
Ктт = 600/5
ИК
Наименование ИК
ТрансформаторТрансформатор
электрическойУСПД
энергии
123456
2 СШ, ф. А, В, С:
ПС 220/110/10/0,4 кВНКФ-220-58
Тула, ОРУ-220 кВ, кл.т 1
2СШ 220 кВ, ВЛ 220 кВКтн =
Тула-Приокская
рег. № 17869-05
(220000/√3)/(100/√3)
рег. № 1382-60
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
2СШ 220 кВ,
ГРЭС-Тула №2 с
ТДУ-220
Ктт = 1000/5
2 СШ, ф. А, В, С:
кл.т 1
Ктн =
рег. № 1382-60
ГРЭС-Тула
Ктт = 1000/5
НКФ-220-58
кл.т 1
Ктн =
рег. № 1382-60
отпайкой на ПС
ф. А, В, С:
ТДУ-220
кл.т 0,5
Ктт = 1000/5
1 СШ, ф. А, В, С:
НАМИ-220
кл.т 0,2
Ктн =
ОМВ 220 кВ
ТДУ-220
кл.т 0,5
Ктн =
НКФ-220-58
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
ПС 220/110/10/0,4 кВ
ф. А, В, С:
(220000/√3)/(100/√3)
Тула, ОРУ-220 кВ, рег. № 60353-15
ОСШ 220 кВ,
Ктт = 1000/5
2 СШ, ф. А, В, С:
рег. № 27524-04
рег. № 68575-17
кл.т 1
Ктн =
(220000/√3)/(100/√3)
рег. № 1382-60
ПС 220/110/10/0,4 кВ
Тула, ОРУ-220 кВ,ф. А, В, С:
НКФ-220-58
СЭТ-4ТМ.03
2 ВЛ 220 кВ Щекинская кл.т 0,5 кл.т 0,2S/0,5
отпайкой на ПСрег. № 68575-17
(220000/√3)/(100/√3)
рег. № 27524-04
Яснополянская
ПС 220/110/10/0,4 кВф. А, В, С:
2 СШ, ф. А, В, С:
Тула, ОРУ-220 кВ,ТДУ-220СЭТ-4ТМ.03
32СШ 220 кВ, кл.т 0,5 кл.т 0,2S/0,5
ВЛ 220 кВ Черепетская
рег. № 68655-17
(220000/√3)/(100/√3)
рег. № 27524-04
TK
1
6L
ПС 220/110/10/0,4 кВ
рег. №
Тула, ОРУ-220 кВ,
1СШ 220 кВ,СЭТ-4ТМ.03
4 ВЛ 220 кВ Щекинская кл.т 0,2S/0,5
ГРЭС-
Т
ула №1 с
рег. № 68655-17 (220000/√3)/(100/√3)
рег. № 27524-04
Яснополянская
рег. № 60353-15
1 СШ, ф. А, В, С:
НАМИ-220
кл.т 0,2
36643-07
Лист № 4
Всего листов 13
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
7
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
13
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № trial-04
TK16L
рег. №
36643-07
5
6
на ПС Пролетарская
Ктт = 600/5
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т 0,2
Ктн =
Продолжение таблицы 2
1234
ПС 220/110/10/0,4 кВф. А, В, С:
2 СШ, ф. А, В, С:
Тула, ОРУ 110 кВ, 2 ТВ-110
6 СШ, КВЛ 110 кВ Тула-кл.т 0,2S
Кировская с отпайкой
рег. № 29255-13
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
ф. А, В, С:
ТВ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 600/5
2 СШ, ф. А, В, С:
ПС 220/110/10/0,4 кВНАМИ-110 УХЛ1
Тула, ОРУ 110 кВ,кл.т 0,2
2 СШ, ВЛ 110 кВ Тула- Ктн =
Перекоп №2
рег. № 29255-13
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
Мясново №2 с
Ктт = 600/5
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т 0,2
ПС 220/110/10/0,4 кВф. А, В, С:
2 СШ, ф. А, В, С:
Тула, ОРУ 110 кВ, ВСТ
8 2СШ, ВЛ 110 кВ Тула-кл.т 0,2S
Ктн =
отпайкой на ПС Южная рег. № 17869-05
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
отп.
Ктт = 600/5
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т 0,2
Ктн =
ПС 220/110/10/0,4 кВф. А, В, С:
2 СШ, ф. А, В, С:
Тула, ОРУ 110 кВ, ТВГ-110 УХЛ2
92 СШ, КВЛ 110кВкл.т 0,2S
Т
ула-Подземгаз II с
рег. № 68555-17
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
отпайками
рег. № 3190-72
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т 0,2
Ктн =
11
ф. А, В, С:
ТВГ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 600/5
рег. № 69719-17
отпайками
Ктт = 500/5
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т 0,2
Ктн =
ПС 220/110/10/0,4 кВф. А, В, С:
2 СШ, ф. А, В, С:
Тула, ОРУ 110 кВ,ТВ-110/50
10 2 СШ, ВЛ 110 кВ Тула-кл.т 0,5
Яснополянская сКтт = 1000/5
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
2 СШ, ф. А, В, С:
ПС 220/110/10 кВ Тула,НАМИ-110 УХЛ1
ОРУ 110 кВ, 2 СШ, кл.т 0,2
ВЛ 110 кВ Тула- Ктн =
Инмарко 2(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
ПС 220/110/10/0,4 кВф. А, В, С:
1 СШ, ф. А, В, С:
Тула, ОРУ 110 кВ, ТГФМ-110
12 1СШ, ВЛ 110 кВ Тула-кл.т 0,2S
Мясново №1 с
рег. № 52261-12
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-08
ф. А, В, С:
ТВ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 600/5
рег. № 29255-13
ПС 220/110/10/0,4 кВ1 СШ, ф. А, В, С:
Тула, ОРУ 110 кВ, НАМИ-110 УХЛ1
1 СШ, КВЛ 110 кВ кл.т 0,2
Тула-Щегловская сКтн =
отпайкой на ПС (110000/√3)/(100/√3)
Центральнаярег. № 24218-08
Лист № 5
Всего листов 13
TK16L
рег. №
36643-07
6
14
ф. А, В, С:
ТВ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 600/5
рег. № 29255-13
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
15
ф. А, В, С:
ТВ-110
кл.т 0,2S
Ктт = 600/5
Продолжение таблицы 2
12345
1 СШ, ф. А, В, С:
ПС 220/110/10/0,4 кВНАМИ-110 УХЛ1
Тула, ОРУ 110 кВ, кл.т 0,2
1СШ; ВЛ 110 кВ Тула-Ктн =
Перекоп №1 (110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-08
1 СШ, ф. А, В, С:
ПС 220/110/10/0,4 кВНАМИ-110 УХЛ1
Тула, ОРУ 110 кВ, кл.т 0,2
1СШ, ВЛ 110кВ Тула-Ктн =
Подземгаз I
рег. № 29255-13
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 27524-04
на ПС Рудаково
рег. № 3190-72
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т 0,2
Ктн =
ТДУ-110
ПС 220/110/10/0,4 кВф. А, В, С:
1 СШ, ф. А, В, С:
Тула, ОРУ 110 кВ,ТВ-110-50СЭТ-4ТМ.03
16 1 СШ, ВЛ 110 кВ Тула- кл.т 0,5 кл.т 0,2S/0,5
Восточная с отпайкойКтт = 1000/5
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 27524-04
рег. № 24218-08
1 СШ, ф. А, В, С:
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т 0,2
Ктн =
рег. № 24218-08
2 СШ, ф. А, В, С:
НАМИ-110 УХЛ1
18
Инмарко 1
ф. А, В, С:
ТВГ-110
кл.т 0,2S
рег. № 69719-17
Ктн =
СЭТ-4ТМ.03
кл.т 0,2S/0,5
ПС 220/110/10/0,4 кВ
ф. А, В, С:
(110000/√3)/(100/√3)
СЭТ-4ТМ.03
17Тула, ОРУ 110 кВ, кл.т 0,5 кл.т 0,2S/0,5
ОМВ 110кВ Ктт = 1000/5рег. № 27524-04
рег. № 68630-17
кл.т 0,2
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
1 СШ, ф. А, В, С:
ПС 220/110/10 кВ Тула,НАМИ-110 УХЛ1
ОРУ 110 кВ, 1 СШ, кл.т 0,2
ВЛ 110 кВ Тула-
Ктт = 600/5
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 27524-04
рег. № 24218-08
ф. А, В, С:
ПС 220/110/10/0,4 кВТК-20СЭТ-4ТМ.03.08
19Тула, ввод 0,4 кВ кл.т 0,5 - кл.т 0,2S/0,5
ТСН 3 Ктт = 1000/5рег. № 27524-04
рег. № 1407-60
ф. А, В, С:
ПС 220/110/10/0,4 кВТТИСЭТ-4ТМ.03М.08
20Тула, ОПУ ЩСН, кл.т 0,5 - кл.т 0,2S/0,5
КЛ 0,4 кВ Жилой домКтт = 200/5рег. № 36697-08
рег. № 28139-07
Лист № 6
Всего листов 13
Номер ИКcosφ
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении активной электрической энергии
в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
(
при доверительной вероятности, равной 0,95
1(2)%
,
5 %
,
20 %
,
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 23456
1,0 ±1,5 ±1,2 ±1,2 ±1,2
1 0,9 ±1,6 ±1,4 ±1,3 ±1,3
(Счетчик 0,2S; 0,8 ±1,8 ±1,6 ±1,5 ±1,5
ТТ 0,2S; ТН 1,0)
0,7 ±2,1 ±1,9 ±1,8 ±1,8
0,5 ±3,0 ±2,7 ±2,6 ±2,6
1,0-±2,0±1,4±1,3
2, 30,9-±2,5±1,7±1,5
(Счетчик 0,2S; 0,8 - ±3,1 ±2,0 ±1,8
ТТ 0,5; ТН 1,0)
0,7 - ±3,8 ±2,4 ±2,1
0,5 - ±5,8 ±3,6 ±3,1
1,0-±1,7±0,9±0,7
4, 5, 10, 16, 170,9-±2,2±1,2±0,8
(Счетчик 0,2S;0,8-±2,8±1,4±1,0
ТТ 0,5; ТН 0,2)
0,7-±3,4±1,8±1,3
0,5-±5,3±2,7±1,9
1,0 ±1,0±0,6±0,5±0,5
6 - 9, 11 - 15, 18 0,9 ±1,0 ±0,7 ±0,5 ±0,5
(Счетчик 0,2S; 0,8 ±1,1 ±0,8 ±0,6 ±0,6
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0,7 ±1,3 ±0,9 ±0,7 ±0,7
0,5 ±1,8 ±1,3 ±0,9 ±0,9
1,0-±1,7±0,9±0,6
19, 200,9-±2,2±1,1±0,8
(Счетчик 0,2S; 0,8 - ±2,7 ±1,4 ±0,9
ТТ 0,5)
0,7 - ±3,4 ±1,7 ±1,2
0,5-±5,3±2,6±1,8
Лист № 7
Всего листов 13
Номер ИК
1
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 1,0)
2, 3
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 1,0)
4, 5, 10, 16, 17
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,2)
6 - 9, 11 - 15, 18
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
19
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5)
20
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5)
Продолжение таблицы 3
cosφ
1
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении реактивной электрической энергии
в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
(
при доверительной вероятности, равной 0,95
1(2)%
,
5 %
,
20 %
,
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%
23456
0,9 ±3,9 ±3,2 ±3,0 ±3,0
0,8 ±2,9 ±2,4 ±2,2 ±2,2
0,7 ±2,4 ±2,0 ±1,8 ±1,8
0,5 ±2,0 ±1,6 ±1,5 ±1,5
0,9- ±6,9 ±4,3 ±3,6
0,8- ±4,7 ±3,0 ±2,5
0,7- ±3,8 ±2,4 ±2,1
0,5- ±2,8 ±1,9 ±1,7
0,9- ±6,3 ±3,2 ±2,2
0,8- ±4,3 ±2,2 ±1,6
0,7- ±3,4 ±1,8 ±1,3
0,5- ±2,5 ±1,4 ±1,0
0,9 ±2,8 ±1,7 ±1,2 ±1,2
0,8 ±2,1 ±1,3 ±0,9 ±0,9
0,7 ±1,8 ±1,1 ±0,8 ±0,8
0,5 ±1,5 ±1,0 ±0,7 ±0,7
0,9- ±6,2 ±3,1 ±2,1
0,8- ±4,3 ±2,2 ±1,5
0,7- ±3,4 ±1,7 ±1,2
0,5- ±2,5 ±1,3 ±1,0
0,9- ±6,3 ±3,2 ±2,2
0,8- ±4,3 ±2,2 ±1,5
0,7- ±3,4 ±1,7 ±1,2
0,5- ±2,4 ±1,3 ±1,0
Лист № 8
Всего листов 13
Номер ИК
Продолжение таблицы 3
cosφ
1
1
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 1,0)
2, 3
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН
1,0)
4, 5, 10, 16, 17
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН 0,2)
6 - 9, 11 - 15, 18
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
19, 20
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5)
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
при
доверительной вероятности, равной 0,95
1(2)%
,
5 %
,
20 %
,
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%
23456
1,0 ±1,6 ±1,4 ±1,3 ±1,3
0,9 ±1,7 ±1,5 ±1,5 ±1,5
0,8 ±1,9 ±1,7 ±1,7 ±1,7
0,7 ±2,2 ±2,0 ±1,9 ±1,9
0,5 ±3,1 ±2,8 ±2,7 ±2,7
1,0- ±2,1 ±1,5 ±1,4
0,9- ±2,6 ±1,8 ±1,6
0,8- ±3,2 ±2,1 ±1,9
0,7- ±3,8 ±2,5 ±2,2
0,5- ±5,9 ±3,7 ±3,1
1,0- ±1,8 ±1,1 ±0,9
0,9- ±2,3 ±1,3 ±1,0
0,8- ±2,8 ±1,6 ±1,2
0,7- ±3,5 ±1,9 ±1,4
0,5- ±5,3 ±2,8 ±2,0
1,0 ±1,2 ±0,8 ±0,7 ±0,7
0,9 ±1,2 ±0,9 ±0,8 ±0,8
0,8 ±1,3 ±1,0 ±0,9 ±0,9
0,7 ±1,5 ±1,1 ±0,9 ±0,9
0,5 ±1,9 ±1,4 ±1,1 ±1,1
1,0- ±1,8 ±1,0 ±0,8
0,9- ±2,3 ±1,3 ±1,0
0,8- ±2,8 ±1,5 ±1,1
0,7- ±3,4 ±1,8 ±1,3
0,5- ±5,3 ±2,7 ±1,9
Лист № 9
Всего листов 13
Номер ИКcosφ
1
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 1,0)
2, 3
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 1,0)
4, 5, 10, 16, 17
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,2)
6 - 9, 11 - 15, 18
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
19
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5)
20
(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 (
при
доверительной вероятности, равной 0,95
1(2)%
,
5 %
,
20 %
,
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 23456
0,9 ±4,5 ±3,5 ±3,1 ±3,1
0,8 ±3,4 ±2,6 ±2,3 ±2,3
0,7 ±2,9 ±2,2 ±2,0 ±1,9
0,5 ±2,5 ±1,9 ±1,6 ±1,6
0,9- ±7,0 ±4,3 ±3,6
0,8- ±4,9 ±3,1 ±2,6
0,7- ±3,9 ±2,5 ±2,2
0,5- ±3,0 ±2,0 ±1,8
0,9- ±6,4 ±3,3 ±2,3
0,8- ±4,4 ±2,4 ±1,7
0,7- ±3,5 ±1,9 ±1,5
0,5- ±2,7 ±1,5 ±1,2
0,9 ±3,6 ±2,1 ±1,4 ±1,3
0,8 ±2,8 ±1,7 ±1,2 ±1,1
0,7 ±2,4 ±1,5 ±1,1 ±1,1
0,5 ±2,1 ±1,4 ±1,0 ±1,0
0,9- ±6,4 ±3,2 ±2,2
0,8- ±4,4 ±2,3 ±1,6
0,7- ±3,5 ±1,9 ±1,4
0,5- ±2,6 ±1,5 ±1,2
0,9- ±6,4 ±3,5 ±2,6
0,8- ±4,5 ±2,5 ±2,0
0,7- ±3,6 ±2,2 ±1,8
0,5- ±2,7 ±1,8 ±1,6
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии
1(2)%P
и
1(2)%Q
для cos
=1,0
нормируется от I
1%
, погрешность измерений
1(2)%P
и
1(2)%Q
для cos
<1,0 нормируется от I
2%
.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
3 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД и УССВ на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на
улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется
техническим актом в установленном собственником порядке с внесением изменений в
эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными
документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -
активная, реактивная.
Лист № 10
Всего листов 13
от 99 до 101
от 1(5) до 120
0,87
от 49,85 до 50,15
от +21 до +25
от +21 до +25
от 90 до 110
от 1(5) до 120
0,5
от 49,6 до 50,4
140000
72
90000
72
Значение
2
от +21 до +25
от +18 до +22
от -40 до +50
от +10 до +30
от +10 до +30
0,5
55000
45
45
3
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
1
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005
ГОСТ 30206-94
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ Р 52425-2005
ГОСТ 26035-83
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности, не менее
- частота, Гц
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии
СЭТ-4ТМ.03М
:
- средняя наработка до отказа, ч
- среднее время восстановления работоспособности, ч
счетчики электроэнергии
СЭТ-4ТМ.03
:
- средняя наработка до отказа, ч
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД ТК16L:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки,
не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сутки, не менее
при отключенном питании, лет, не менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
Лист № 11
Всего листов 13
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, предусматривающиеразграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
18
1
1
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
НаименованиеТип
Количество,
шт.
6
12
3
6
3
15
3
3
3
3
3
3
6
СЭТ-4ТМ.03
СЭТ-4ТМ.03.08
СЭТ-4ТМ.03М.08
Трансформатор токаВСТ
Трансформатор тока ТДУ-220
Трансформатор тока ТВГ-110 УХЛ2
Трансформатор тока ТВГ-110
Трансформатор тока ТГФМ-110
Трансформатор тока ТВ-110
Трансформатор тока ТВ-110-50
Трансформатор тока ТДУ-110
Трансформатор тока ТК-20
Трансформатор токаТТИ
Трансформатор напряжения НАМИ-220
Трансформатор напряжения НКФ-220-58
Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данныхTK16L
Методика поверки РТ-МП-5284-500-2018
ФормулярАУВП.411711.ФСК.057.03ФО
1
1
1
Лист № 12
Всего листов 13
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5284-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ
Тула. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 21.02.2018 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества
электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
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 Тула».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПС 220 кВ Тула
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
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
ФилиалОбществасограниченнойответственностьюУправляющаякомпания
«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
Лист № 13
Всего листов 13
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве»
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.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.