УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «7» апреля 2021 г. №477
Лист № 1
Регистрационный № 81442-21Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
информационно-измерительная коммерческого
КУЭ) ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения
Системаавтоматизированная
учета электроэнергии (АИИС
ПАО «Роствертол»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения ПАО «Роствертол»
(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а
также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных
документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках
согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН)
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики),
вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую
аппаратуру;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
серверООО«РТ-Энерго»,программныйкомплекс(ПК)«Энергосфера»,устройство
синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие
места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы
счетчика электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в
микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной,
реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин. Счетчики электрической энергии сохраняют в
регистрахпамятификсируемыесобытияспривязкойкнациональнойшкале
координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется формирование и хранение
поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД
устройствам.
Лист № 2
Всего листов 13
Далее данные по ИК передаются на сервер ООО «РТ-Энерго», где происходит
оформление отчетных документов. Обработка измерительной информации (умножение на
коэффициентытрансформацииТТиТН)происходитавтоматическивсервере
ООО «РТ-Энерго».
Формирование и передача данных прочимучастникам и инфраструктурным
организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) с
электронно-цифровой подписью ООО «РТ-Энерго» в виде макетов XML формата 50080, 51070,
80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с
регламентами ОРЭМ осуществляется сервером ООО «РТ-Энерго» по коммутируемым
телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Сервер ООО «РТ-Энерго» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной
почте Internet(E-mail) при взаимодействии с зарегистрированными в Федеральном
информационном фонде АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов
XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных
форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая
охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени,
имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую
синхронизацию времени с допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 2. СОЕВ
включает в себя УСВ, часы сервера ООО «РТ-Энерго», часы УСПД и счётчиков. УСВ
осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой
ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов с национальной
шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU). Корректировка часов
компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени.
Периодичность сравнения показаний часов сервера ООО «РТ-Энерго» с УСВ
осуществляется не реже 1 раза в сутки. Уставка коррекции времени настраивается с учетом
обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину
±1 с (параметр программируемый).
Часы УСПД синхронизируются от часов сервера ООО «РТ-Энерго». Периодичность
сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Уставка коррекции времени
настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна
превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД. Уставка коррекции времени
настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна
превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ООО «РТ-Энерго» отображают факты
коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины
коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Лист № 3
Всего листов 13
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает
защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством
защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными
средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в
таблице1.Уровеньзащитыпрограммногообеспеченияотнепреднамеренныхи
преднамеренных
изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОpso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОCBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
Лист № 4
Всего листов 13
Метрологические и технические характеристики
Сервер
Вид электро-
энергии
DellEMC
PowerEdge
R640
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Номер
ИК
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Измерительные компоненты
Наименование
точки измере-
нийТТТНСчетчикУСПДУСВ
8
9
Метрологическиехарактери-
стики ИК
Границы до- Границы до-
пускаемойос- пускаемойот-
новной отно- носительной
сительной по- погрешностив
грешностирабочих усло-
(±δ),% виях(±δ), %
1011
Кл.т. 0,2S
600/5
Рег. № 64181-
16
A1805RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ЭКОМ-
3000
Рег. №
17049-
14
1,02,2
1,84,9
ОРУ-35 кВ, 2
2СШ 35 кВ,
яч.752, КЛ-35
кВ №752
ТВАМИ-3
0,91,6
1,52,9
A1802RLXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
1,13,0
2,34,6
1234567
ПС 110 кВР7,
ТВ
НОМ-35-66
ОРУ-35 кВ, 1Кл.т. 0,5
1СШ 35 кВ, 35000/100
яч.751, КЛ-35 Рег. № 187-70
кВ №751
Фазы: А; B; С
Фазы: А; B; С
ПС 110 кВР7,
Кл.т. 0,2S
Н
УХЛ1
5
A1802RLXQ-
600/5 Кл.т. 0,5 P4GB-DW-4
Рег. № 64181- 35000/100 Кл.т. 0,2S/0,5 УСВ-3
16 Рег. № 19813-09 Рег. № 31857-06 Рег. №
Фазы: А; B; С Фазы: АBС 64242-
ПС 110 кВР7,ТПОЛ-10НАМИТ-1016
РУ-6 кВ, 1 Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5
3СШ 6 кВ, яч.7,600/56000/100
КЛ-6 кВ Рег. № 1261-59 Рег. № 16687-02
№705Фазы: А; СФазы: АBС
ПС 110 кВР7, ТПОЛ-10НАМИТ-10
РУ-6 кВ, 2Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5
4СШ 6 кВ, 600/5 6000/100
яч.14, КЛ-6 кВ Рег. № 1261-59 Рег. № 16687-02
№706Фазы: А; СФазы: АBС
A1802RLXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
1,13,0
2,34,6
Лист № 5
Всего листов 13
A1805RLXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
Dell EMC
PowerEdge
R640
A1802RLXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
567
8
91011
ЭКОМ-
3000
Рег. №
17049-14
Активная1,33,2
Реактивная
2,55,1
Активная1,13,0
Реактивная
2,34,6
Активная1,13,0
Реактивная
2,34,6
A1802RLXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06 УСВ-3
Рег. №
ПСЧ-64242-16
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
Активная1,33,2
Реактивная
2,55,5
Активная1,33,2
Реактивная
2,55,5
Продолжение таблицы 2
123
ПС 110 кВ Р7,ТПОЛ-10
РУ-6 кВ, 2 Кл.т. 0,5
5СШ 6 кВ,600/5
яч.22, КЛ-6 кВ Рег. № 1261-59
№712Фазы: А; С
ПС 110 кВ Р7, ТПОЛ-10
РУ-6 кВ, 1Кл.т. 0,5
6СШ 6 кВ, 600/5
яч.25, КЛ-6 кВ Рег. № 1261-59
№719Фазы: А; С
ПС 110 кВ Р7,ТПОЛ-10
РУ-6 кВ, 2 Кл.т. 0,5
7СШ 6 кВ,600/5
яч.34, КЛ-6 кВ Рег. № 1261-59
№724Фазы: А; С
ТПОЛ-10
ПГВ 35 кВ,Кл.т. 0,5
8 РУ-6 кВ, Ввод 1000/5
6 кВ Т-1Рег. № 1261-08
Фазы: А; С
ТПОЛ 10
ПГВ 35 кВ,Кл.т. 0,5
9 РУ-6 кВ, Ввод1000/5
6 кВ Т-2Рег. № 1261-02
Фазы: А; С
ТПОЛ 10
ТП-4 6 кВ,Кл.т. 0,5
10 РУ-6 кВ, СШ600/5
6 кВ, яч.8Рег. № 1261-02
Фазы: А; B; С
4
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 16687-02
Фазы: АBС
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 16687-02
Фазы: АBС
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 16687-02
Фазы: АBС
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АBС
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АBС
НТМК-6-48
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 323-49
Фазы: АBС
Активная1,33,2
Реактивная
2,55,5
Лист № 6
Всего листов 13
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
Dell EMC
PowerEdge
R640
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
567
8
91011
ЭКОМ-
3000
Рег. №
Активная1,33,2
Реактивная
2,55,5
Активная1,33,3
Реактивная
2,55,6
ТП-8 6 кВ,
СШ 6 кВ,
яч.16
600/5
Активная1,33,2
Реактивная
2,55,5
Продолжение таблицы 2
123
ТПОЛ 10
ТП-11 6 кВ,Кл.т. 0,5
11 РУ-6 кВ, СШ 600/5
6 кВ, яч.9Рег. № 1261-02
Фазы: А; B; С
ТОЛ-НТЗ-10
РП-6 6 кВ,Кл.т. 0,5S
12 РУ-6 кВ, СШ1000/5
6 кВ, яч.1Рег. № 51679-12
Фазы: А; B; С
ТПОЛ 10
13
РУ-6 кВ, 3
Кл.т.
0,5
Рег. № 1261-02
Фазы: А; B; С
ТПОЛ 10
ТП-1 6 кВ,Кл.т. 0,5
14 РУ-6 кВ, СШ 600/5
6 кВ, яч.7Рег. № 1261-02
Фазы: А; B; С
ПСЧ-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16 УСВ-3
Рег. №
4ТМ.05МК.00
17049-14
64242-16
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
Активная1,33,2
Реактивная
2,55,5
РУ-6 кВ, 1
ф.5806
ТПЛ
600/5
ПГВ 35
кВ,
Кл.т. 0,5S
15
СШ 6
кВ, яч.6,
Рег. № 47958-16
Фазы: А; С
Активная1,33,3
Реактивная
2,55,6
РУ-6 кВ, 1
СШ 6 кВ,
ТПЛ-10
ПГВ 35 кВ,
К
л
.
т.
0,
5
16 300/5
яч
.
14,
ф.
645
Рег. № 1276-59
Фазы: А; С
4
НТМК-6-48
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 323-49
Фазы: АBС
ЗНОЛП-НТЗ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 51676-12
Фазы: А; B; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АBС
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АBС
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АBС
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АBС
Активная1,33,2
Реактивная
2,55,5
Лист № 7
Всего листов 13
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
Dell EMC
PowerEdge
R640
-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
-
-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
Продолжение таблицы 2
123
567
8
91011
РУ-6 кВ, 2
СШ 6 кВ,
ТПЛ
ПГВ 35
кВ,
Кл.т. 0,5S
17 600/5
яч
.
30,
ф.
58
3
0
Рег. № 47958-16
Фазы: А; С
4
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 831-53
Фазы: АBС
ЭКОМ-
3000
Рег. №
Активная1,33,3
Реактивная
2,55,6
Активная1,03,1
Реактивная
2,15,4
ТП-10 6 кВ,ТТЭ
ЗРУ-0,4 кВ, Кл.т. 0,5
18СШ 0,4 кВ,100/5
яч.2, КЛ-0,4 Рег. № 67761-17
кВ ф.1002 Фазы: А; B; С
ТП-10 6 кВ, Т-0,66 У3
ЗРУ-0,4 кВ, Кл.т. 0,5S
19 СШ 0,4 кВ,200/5
яч.20, КЛ-0,4 Рег. № 71031-18
кВ ф.1020Фазы: А; B; С
Активная1,03,2
Реактивная
2,15,5
РУ-6 кВ, 2
СШ 6 кВ,
яч.12
ТПЛМ-10
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АBС
ПСЧ-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18 УСВ-3
Рег. №
4ТМ.05МК.00
17049-14
64242-16
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
Активная1,33,2
Реактивная
2,55,5
Активная1,03,1
Реактивная
2,15,4
ТП-29 6 кВ,
К
л
.
т.
0,
5
20 100/5
Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
ТП-16 6 кВ,ТОП-М-0,66
ЗРУ-0,4 кВ, Кл.т. 0,5
21СШ 0,4 кВ,150/5
яч.8, КЛ-0,4 Рег. № 71205-18
кВ ф.1608 Фазы: А; B; С
ТП-13 6 кВ, Т-0,66 У3
ЗРУ-0,4 кВ, Кл.т. 0,5S
22 СШ 0,4 кВ,150/5
яч.12, КЛ-0,4 Рег. № 71031-18
кВ ф.1312Фазы: А; B; С
Активная1,03,2
Реактивная
2,15,5
Лист № 8
Всего листов 13
-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
Dell EMC
PowerEdge
R640
-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
-
ПСЧ-
4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
4
567
8
91011
ЭКОМ-
3000
Рег. №
Активная1,03,2
Реактивная
2,15,5
Активная1,03,2
Реактивная
2,15,5
Активная1,33,3
Реактивная
2,55,6
СЭТ-
СЭТ-
4ТМ.02М.03
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08 УСВ-3
Рег. №
4ТМ.02М.03
17049-14
64242-16
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
Активная1,33,3
Реактивная
2,55,6
ф.3215
Кл.т. 0,5
27100/5
ЗНОЛ
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 46738-11
Фазы: А; B; С
ЗНОЛ
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 46738-11
Фазы: А; B; С
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 3344-04
Фазы: А; B; С
Активная1,33,2
Реактивная
2,55,5
Продолжение таблицы 2
123
ТП-12 6 кВ, Т-0,66 У3
ЗРУ-0,4 кВ, Кл.т. 0,5S
23СШ 0,4 кВ,300/5
яч.1, КЛ-0,4 Рег. № 71031-18
кВ ф.1201 Фазы: А; B; С
ТП-12 6 кВ, Т-0,66 У3
ЗРУ-0,4 кВ, Кл.т. 0,5S
24СШ 0,4 кВ,300/5
яч.2, КЛ-0,4 Рег. № 71031-18
кВ ф.1202 Фазы: А; B; С
ТОЛ-10-I
РП-5 6 кВ,Кл.т. 0,5S
25РУ-6 кВ, 2200/5
СШ 6 кВ, яч.6 Рег. № 15128-07
Фазы: А; B; С
ТОЛ-10-I
РП-5 6 кВ,Кл.т. 0,5S
26РУ-6 кВ, 2200/5
СШ 6 кВ, яч.7 Рег. № 15128-07
Фазы: А; B; С
ТП-45 6 кВ,
ТЛК10
ЗРУ-6 кВ, СШ
6
кВ, яч.3,
Рег. № 9143-83
Фазы: А; С
ТП-40 6 кВ, Т-0,66 У3
ЗРУ-0,4 кВ, Кл.т. 0,5S
28 СШ 0,4 кВ,200/5
яч.25, КЛ-0,4 Рег. № 71031-18
кВ ф.4025Фазы: А; B; С
Активная1,03,2
Реактивная
2,15,5
Лист № 9
Всего листов 13
3,2
5,5
3,2
5,5
3,2
5,5
3,1
5,4
3,1
5,6
±5 с
11
ПСЧ-
4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
ПСЧ-
4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
кВ ф.318Фазы А; B; С
ПСЧ-ЭКОМ-
4ТМ.05МК.043000
Кл.т. 0,5S/1,0Рег. №
32150/5-
Активная
Реактивная
Кл.т. 0,51,0
Рег. № 57218-142,1
кВ, РЩ 0 4
Г.Н.
ПСЧ-
Кл.т. 1,0/2,0
Продолжение таблицы 2
12345678910
ТП-40 6 кВ, Т-0,66 У3
ЗРУ-0,4 кВ,Кл.т. 0,5SАктивная1,0
29СШ 0,4 кВ, 200/5 -
яч.27, КЛ-0,4 Рег. № 71031-18
Реа
к
тивная
2,1
кВ ф.4027Фазы: А; B; С
РУ-4001 0,4Т-0,66 У3
кВ нежилогоКл.т. 0,5SАктивная1,0
30 здания, Ввод 100/5 -
0,4 кВ, КЛ-0,4 Рег. № 71031-18
Реа
к
тивная
2,1
кВ ф.4001Фазы: А; B; С
ТП-3 6 кВ,Т-0,66 У3
РУ-0,4 кВ,Кл.т. 0,5SУСВ-3Dell EMCАктивная1,0
31СШ 0,4 кВ, 150/5 -Рег. № PowerEdge
яч.18, КЛ-0,4 Рег. №
:
71031-18
Ре
г
. №
50460-18 17049
-
14
64242-16R640
Реа
к
тивная
2,1
ЯРП-334А 0,4
ТОП-0,66
ПСЧ-
кВ, РЩ 0,44ТМ.05МК.04
кВ, КЛ-0,4 кВ Кл.т. 0,5S/1,0
ф.Жилой дом
Фаз
ы
: А;
B
; С
Рег. № 50460-18
ЯРП-334Б 0,4
33 кВ, КЛ-0,4
,
кВ - -
4Т
М
.05
М
К
.
20
Активная
1,0
ф.Кравченко
Р
ег
. №
64450-16
Реактивная
2,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы
времени UTC(SU)
Лист № 10
Всего листов 13
Примечания:
1.В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2.Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3.
Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 2, 12, 15, 17, 19, 22-26, 28-31
указана для тока 2 % от I
ном
, для остальных ИК – для тока 5 % от I
ном
; cos
= 0,8инд.
4.
Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии,
что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологическиххарактеристик.ДопускаетсязаменаУСВ,УСПДнааналогичные
утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии
сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном
собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
от 95 до 105
от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
120000
72
140000
72
Значение
2
33
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25
от +10 до +30
от +15 до +25
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 1, 2, 12, 15, 17, 19, 22-26, 28-31
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 1, 2, 12, 15, 17, 19, 22-26, 28-31
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и
УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа Альфа А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
165000
72
Лист № 11
Всего листов 13
Продолжение таблицы 3
12
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее100000
среднее время восстановления, ч, не более 24
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее45000
среднее время восстановления, ч, не более 2
для сервера:
коэффициент готовности, не менее0,99
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее 45
при отключении питания, лет, не менее 30
для УСПД:
суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной
за месяц по каждому каналу, сут, не менее45
при отключении питания, лет, не менее10
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация орезультатах измеренийможет
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
Лист № 12
Всего листов 13
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения измерительные
2
ТВ
ТПОЛ-10
ТОЛ-НТЗ-10
ТПЛ-10
ТПЛ
ТТЭ
Т-0,66 У3
ТЛК10
ТПЛМ-10
ТОЛ-10-I
ТОП-М-0,66
ТОП-0,66
НОМ-35-66
НАМИ 35 УХЛ1
НАМИТ-10
НТМИ-6
НТМК-6-48
ЗНОЛП-НТ3-6
НТМИ-6-66
ЗНОЛ.06
Количество,
шт./экз.
3
6
26
3
2
4
3
24
2
2
6
3
3
3
1
2
2
2
3
3
3
Лист № 13
Всего листов 13
7
1
2
ЗНОЛ
3
6
Альфа A1800
Продолжение таблицы 4
1
Трансформаторы напряжения заземленные
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Устройства синхронизации времени
Устройства сбора и передачи данных
24
2
1
1
Сервер ООО «РТ-Энерго»
Методика поверки
Паспорт-формуляр
ПСЧ-4ТМ.05МК
СЭТ-4ТМ.02М
УСВ-3
ЭКОМ-3000
Dell EMC PowerEdge
R640
МП ЭПР-325-2021
ЭНСТ.411711.240.ФО
1
1
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения ПАО «Роствертол», аттестованном
ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения ПАО «Роствертол»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
