УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
trial электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Придонская
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Придонская (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюмногоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС
(регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД)
Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), устройство
синхронизации системного времени (УССВ), 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 кабельным линиям связи поступают на
входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений
активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются
приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по 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 10
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 посредством электронной почты с использованием электронно-
цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ
«Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12),которое
обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с
национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами
сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут
УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической
энергии, и, в случае расхождения более чем ±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 ±5 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
автоматизированной информационно-измерительнойсистемыкоммерческогоучета
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)).
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и
обеспечиваетобработку, организацию учетаи хранения результатов измерений,
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.
(если имеются)
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОСПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Trial версии (идентификационный номер) ПО не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
УСПД
ТК16L
рег.№
36643-07
ИК
электрической
6
Цементникег. № 26510-0
рег. № 25474-03
кл.т. 0,2Альфа А1800
1Ктн =кл.т. 0,2S/0,5
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
№
Наименование ИКТрансформаторТрансформатор
Счетчик
токанапряжения
энерг
и
и
123 4 5
ВЛ 220 кВ Лиски -IOSK 245
TEMP
245
Придонская № 1 скл.т. 0,2S
отпайкой на
ПС
р
Ктт = 1000/1
9
(220000/√3)/(100/√3) рег. № 31857-11
пайкой на ПКтт = 1000/1
рег. № 25474-03
кл.т. 0,2Альфа А1800
2Ктн =кл.т. 0,2S/0,5
ВЛ 220 кВ Лиски -IOSK 245
TEMP
245
Придонская № 2 скл.т. 0,2S
от
Це
м
ент
ни
к
С
ре
г
. № 26510-09
(220000/√3)/(100/√3) рег. № 31857-11
ТГФМ-110
кл.т. 0,2S
Ктт = 750/1
рег. № 52261-12
ВЛ 110 кВТГФМ-110
2 (ВЛ 110 кКтт = 750/1
рег. № 60353-15
4Ктн =кл.т. 0,2S/0,5
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская -кл.т. 0,2Альфа А1800
3Азотная №1 Ктн = кл.т. 0,2S/0,5
(ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3) рег. № 31857-11
Азотная-1) рег. № 60353-15
НАМИ-110
Придонская - Азотнаякл.т. 0,2S
кл
.
т. 0,2Альфа А1800
№
Аз
о
т
н
ая
-
2)
В
р
ег
. №
5226
1
-12
(110000/√3)/(100/√3) рег. № 31857-11
ТФНД-110М II
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
рег. № 64839-16
ТФНД-110М II
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
рег. № 64839-16
ТГФМ-110
кл.т. 0,2S
Ктт = 750/1
рег. № 52261-12
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская -кл.т. 0,2Альфа А1800
5Кислотная №1 Ктн = кл.т. 0,2S/0,5
(ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3) рег. № 31857-11
Кислотная-1) рег. № 60353-15
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская -кл.т. 0,2Альфа А1800
6Кислотная №2 Ктн = кл.т. 0,2S/0,5
(ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3) рег. № 31857-11
Кислотная-2) рег. № 60353-15
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская - Стараякл.т. 0,2Альфа А1800
7Калитва №1 Ктн = кл.т. 0,2S/0,5
(ВЛ 110 кВ Старая(110000/√3)/(100/√3) рег. № 31857-11
Калитва-1) рег. № 60353-15
Лист № 4
Всего листов 10
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
ТК16L
рег.№
36643-07
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 2
1234
5
6
ВЛ 110 кВ
Калитва-2)
кл.т. 0,2
8Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Придонская - Казинка ТФНД-110М II
НАМИ-110
с отпайкой на ПСкл.т. 0,5
Старая КалитваКтт = 750/1
(ВЛ 110 кВ Стараярег. № 64839-16
ре
г
. № 6035
3
-15
ТФНД-110М II
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
рег. № 64839-16
ТФНД-110М II
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
рег. № 64839-16
Придонская -
НАМИ-110
кл.т. 0,2
11Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская - кл.т. 0,2
9Павловск-4 №1Ктн =
(ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3)
Павловская-1) рег. № 60353-15
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская - кл.т. 0,2
10Павловск-4 №2Ктн =
(ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3)
Павловская-2) рег. № 60353-15
ВЛ 110 кВ
Придонская -
Подгорное-тяговая сТГФМ-110
отпайкой на ПС кл.т. 0,2S
ПодгоренскийКтт = 750/1
цемзавод (ВЛ 110 кВ рег. № 52261-12
ре
г
. № 6035
3
-15
Придонская -
НАМИ-110
кл.т. 0,2
12Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
Подгорное-тяговая)
ВЛ 110 кВ
Придонская -
Евдаково-тяговая сТФНД-110М II
отпайкой на ПС кл.т. 0,5
ПодгоренскийКтт = 750/1
цемзавод (ВЛ 110 кВ рег. № 64839-16
ре
г
. № 6035
3
-15
ТГФМ-110
кл.т. 0,2S
Ктт = 750/1
рег. № 52261-12
ТГФМ-110
кл.т. 0,2S
Ктт = 750/1
рег. № 52261-12
Евдаково)
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская- Бугаевка кл.т. 0,2
13 с отпайкой на ПСКтн =
Подгорное-Районная (110000/√3)/(100/√3)
(ВЛ 110 кВ Бугаевка) рег. № 60353-15
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская - Россошь кл.т. 0,2
14№1 с отпайкамиКтн =
(ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3)
Россошь-1) рег. № 60353-15
Лист № 5
Всего листов 10
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
ТК16L
рег.№
36643-07
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
5
6
ТГФМ-110
кл.т. 0,2S
Ктт = 750/1
рег. № 52261-12
ТГФМ-110
кл.т. 0,2S
Ктт = 750/1
рег. № 52261-12
ТФНД-110М II
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
рег. № 64839-16
Продолжение таблицы 2
1234
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская - Россошь кл.т. 0,2
15№2 с отпайкамиКтн =
(ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3)
Россошь-2) рег. № 60353-15
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская - кл.т. 0,2
16 Подгорное-районнаяКтн =
(ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3)
Подгорное районная) рег. № 60353-15
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская - кл.т. 0,2
17 Райновская-тяговаяКтн =
№1 (ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3)
Райновская-1) рег. № 60353-15
ВЛ 110 кВ
кл.т. 0,2
18Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
ТФНД-110М II
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
рег. № 64839-16
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
рег. № 64839-16
АМИ-11
ТФНД-110М II
кл.т. 0,5
Ктт = 750/1
рег. № 64839-16
Сергеевка-Ктт = 750/1
кл.т. 0,2
При
дон
с
ка
я -
ТФ
НД
-
110М
II
НАМИ-110
Райновская-тяговая кл.т. 0,5
№2 с отпайкой наКтт = 750/1
ПС НС-8 (ВЛ 110 кВ рег. № 64839-16
Райновская-2)
ВЛ 110 кВНАМИ-110
Придонская - кл.т. 0,2
19 Зориновка-тяговая сКтн =
отпайкой на (110000/√3)/(100/√3)
ПС Кантемировкарег. № 60353-15
ВЛ 110 кВ
ТФНД-110М II
Н
кл.т. 0,2
0
20 Придонская-Ктн =
Журавка-тяговая (110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
ВЛ 110 кВ
Придонская - НоваяНАМИ-110
Калитва с отпайкой кл.т. 0,2
21на ПС НС-8Ктн =
(ВЛ 110 кВ(110000/√3)/(100/√3)
Придонская - рег. № 60353-15
Новая Калитва)
КВЛ 110 кВTG145 N
НАМИ-110
22
Придонская – кл.т. 0,2S
Ктн
=
тяговая 1 цепьрег. № 30489-09
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
Лист № 6
Всего листов 10
23
КВЛ 110 кВ
Придонская –
Сергеевка-
тяговая 2 цепь
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
ТК16L
рег.№
36643-07
EPQS
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 25971-06
Альфа А1800
кл.т. 0,2S/0,5
рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 2
12
5
6
TG145 N
Ктт = 750/1
34
НАМИ-110
кл.т. 0,2S
кл
.
т. 0,2
Ктн =
ре
г
. № 30489-09
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
24ОВ-110-1 кВ
Ктт = 1500/1
кл.т. 0,2
ТФНД-110М II
НАМИ-110
кл.т. 0,5
К
тн =
ре
г
. № 64839-16
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
25ОВ-110-2 кВ
ТГФМ-110
рег. № 52261-12
Ктн =
НАМИ-110
кл.т. 0,2S
кл
.
т. 0,2
Ктт
= 1500/1
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 60353-15
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец
АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических
характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке
с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно
с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, –
активная, реактивная.
1 – 4, 7, 11, 13 – 16,
22, 23, 25
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
5, 6, 8 – 10, 12,
17 – 21, 24
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН 0,2)
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении активной электрической энергии в нормальных
Н
ом
ер
ИКc
osφ
условиях (±δ), %, 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%
123456
1,01,00,60,50,5
0,81,10,80,60,6
0,51,81,30,90,9
1,0 -1,70,90,7
0,8 -2,81,41,0
0,5-5,32,71,9
Лист № 7
Всего листов 10
22, 23, 25
(Счетчик 0,5;
Продолжение таблицы 3
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении реактивной электрической энергии в нормальных
Trial
ИКc
osφ
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
2%
,
5 %
,
20 %
,
100 %
,
I
2%
I
изм
< I
5 %
I
5 %
I
изм
<I
20 %
I
20 %
I
изм
<I
100%
I
100 %
I
изм
I
120%
123 4 5 6
1
– 4,
7
, 11, 13 –
16,
0,81,81,41,01,0
17 – 21, 24
ТТ 0,5; ТН 0,2
Т
Т
0
,2S
;
Т
Н
0,2)
0,5 1,5 0,9 0,8 0,8
5, 6, 8 –
10, 1
2
,
0,8 - 4,3 2,2 1,6
(Счетчик 0,5;
)
0,5-2,51,41,1
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении активной электрической энергии в рабочих
Номер ИКcosφ
условиях (±δ), %, 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 – 4, 7, 11, 13 – 16,
22, 23, 25
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,2S; ТН 0,2)
5, 6, 8 – 10, 12,
17 – 21, 24
(Счетчик 0,2S;
ТТ 0,5; ТН 0,2)
1,01,20,80,70,7
0,81,31,00,90,9
0,51,91,41,11,1
1,0 -1,81,10,9
0,8 -2,81,61,2
0,5-5,32,82,0
22, 23, 25
(Счетчик 0,5;
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении реактивной электрической энергии в рабочих
Н
ом
ер
ИКc
osφ
условиях (±δ), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
2%
,
5 %
,
20 %
,
100 %
,
I
2%
I
изм
< I
5 %
I
5 %
I
изм
<I
20 %
I
20 %
I
изм
<I
100%
I
100 %
I
изм
I
120%
1
– 4,
7
, 11, 13 –
16,
0,82,2 1,9 1,6 1,6
17 – 21, 24
(Счетчик 0,5;
Т
Т
0,
2
S
;
Т
Н 0
,
2)
0,5 1,9 1,5 1,4 1,4
5, 6, 8 –
10, 1
2
,
0,8 - 4,5 2,6 2,1
5