Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока ПС 220 кВ Амур

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока ПС 220 кВ Амур, 61205-15

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ Амур (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	61205-15
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока ПС 220 кВ Амур
Изготовитель	ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск
Год регистрации	2015
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее -ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД ЯТи-325Т, Госреестр № 44626-10, зав. № 007544), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительный канал (далее - ИК) состоит из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Данные из УСПД ЯТи-325Т поступают на уровень ИВК АИИС КУЭ по оптоволоконному каналу в ЦСОД исполнительного аппарата (ИА) ОАО «ФСК ЕЭС», г. Москва и ИВК Филиала ОАО «ФСК ЕЭС»

МЭС Востока для последующего хранения и передачи.

Далее, данные с уровня АИИС КУЭ в ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» по цифровым каналам связи (на участке «подстанция - ИА ОАО «ФСК ЕЭС» и на участке «ИА ОАО «ФСК ЕЭС» - ИВК МЭС Востока» - с использованием единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) поступают в базу данных сервера уровня ИВК МЭС Востока, где происходит хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации смежным субъектам и иным заинтересованным организациям путем формирования файлов формата XML80020.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию часов компонентов АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью

1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ± 5,0 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Специализированное программное обеспечение АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - далее СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп), имеет структуру автономного программного обеспечения. ПО обладает идентификационными признаками, приведенными в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Идентификационное наименование ПО	СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.00
Цифровой идентификатор ПО	D233ED6393702747769A45DE8E67B57E
Другие идентификационные данные, если имеются	MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -средний, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК

		Состав 1-го уровня								Метрологические характеристики
о, е м о К	Наименование объекта учета	Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации,		Обозначение, тип		Заводской номер	ч с X т £	Наименование измеряемой величины	Вид энергии	Основная относительная погрешность ИК, (±5) %	Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) %
	Наименование объекта учета	№ Г осреестра СИ					ч с X т £	Наименование измеряемой величины	Вид энергии	соб ф = 0,87	соб ф = 0,5
										sin ф = 0,5	sin ф = 0,87
1	2	3		4		5	6	7	8	9	9
			Кт=0,2Б	А	AGU-245	11700031
	КВЛ 220 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 -Амур (Л-222)	н н	Ктт=500/1	B	AGU-245	11700032
			№ 37848-08	C	AGU-245	11700030		Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ
		н °	Кт=0,2 Ктн=220000^3/ 100 V3 № 37847-08	А	VCU-245	24500009
				B	VCU-245	24500008	2200000
				C	VCU-245	24500012			активная	0,5	1,9
		н ° (N	Кт=0,2 Ктн=220000^3/ 100 V3 № 37847-08	А	VCU-245	24500011			реактивная	1,1	1,9
				B	VCU-245	24500013			реактивная	1,1	1,9
				C	VCU-245	24500010
		& Й F К о	Кт=0,2Б/0,5 Ксч=1 № 31857-11	А1802ЯАЬХ0- P4GB-DW-4		01261373

Продолжение таблицы 2

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН 2 СШ

ТН 1 СШ

ТН 2 СШ

ТН 1 СШ

ТТ

ю*
OJ	\|_1
^1	о
00	о
-р*.
^1 1 о 00	OJ

к>

ю*
LtJ	\|_1
	о
00	о
-(^
^1 1 о 00	OJ

К)

ю*

^1 00 -р*.

0 OJ

ю*

OJ ^1 00 -р*. __

0 OJ

ю*

W 1 о

II сл

^ vP

К)

сл

с>

К)

оо

-р*.

550000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

рэ

о>

рэ

со

рэ

СО

В3

рэ

со

'ui

<T>

со

ю*

ю о

<т>

РЭ

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН 2 СШ

ТН 1 СШ

ТН 2 СШ

ТН 1 СШ

ТТ

i?
OJ	I_1
^1	о
00	о

^1 1 о 00	OJ

к>

LtJ ^1 00 -(^ __

0 OJ

LtJ

00 -(^ __

0 OJ

iо*

W 1 о

II сл ^ Р

i? ю о

ю*

OJ ^1 00 -р*. __

0 OJ

W 1 о

II сл ^ Р

3 5s

II II

ю о

§ ъ

^ сл

к>

К)

оо

-р*.

220000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

рэ

о>

рэ

со

рэ

со

В3

рэ

со

'ui

cr>

1 5=1

s g

H 2 о H a ^

сг>

<т>

РЭ

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН 2 СШ

ТН 1 СШ

ТН 2 СШ

ТН 1 СШ

ТТ

Ю*
OJ	I_1
^1	о
00	о

^1 1 о 00	LtJ

К)

i?
OJ	I_1
^1	о
00	о

^1 1 о 00	OJ

К)

LtJ ^1 00 -(^ __

0 LtJ

W 1

о Р

’и ы II сл

^ Р

ю*

LtJ ^1 00 -(^ __

0 LtJ

ю*

* А

о Р л Ю

II сл

^ Р

о "ю сл

К)

о Р о ю о сл

оо

-р*.

сл

оо

сл

оо

сл

оо

-Pi.

-р*.

-1^

-р*.

LtJ

1100000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

рэ

о>

рэ

со

рэ

СО

В3

рэ

со

'ui

<T>

1 5=1

s g

H 2 о H a ^

to ^

О Ov

сг>

<т>

РЭ

Счетч

ик

Счетч

ик

тн-з 1 сш

ТН-1 1 СШ

ТН-З 1 СШ

ТН-1 1 СШ

ТТ

iо*

-(^ ^

On О О OJ ^ 00 OJ

W 1

о Р

’и ы II сл ^ р

LtJ

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-р*. ^

On О

<1 О OJ

00 OJ

ю*

-Р*.

ю*

оо

* А

о Р

’и ы II сл

^ Р

<э

'Л

сл

-Р*.

о о о' о

О '

-Р*.

-р*.

оо о ю

оо о ю Р

Ей

Ltl

LtJ

-(^

-р*.

о\

LtJ

30000

400000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

о>

со

В3

со

JS)

<т>

►I

1 5=1 8 s

н 2 о н а ^

JS)

"-J

Ъо

<т>

РЭ

Счетч

ик

Счетч

ик

тн-з 1 сш

ТН-З 1 СШ

ТТ

КРУН-10 кВ яч. 13

ТН-1 1 СШ

КРУН-10 кВ яч. 11

ТН-1 1 СШ

W 1

о Р

’и ы II сл ^ р

ю*

-р*. ^ On О <1 О OJ ^ 00 OJ

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-Р*. ^

On О

<1 О

LtJ ^

00 OJ

ю*

-Р*.

ю*

-Р*.

W 1 о

II сл ^ Р

'Л

сл

о о о' о

О '

-р*.

00 о ю

Ей

5=1

LtJ

-р*.

LtJ

30000

20000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

о>

со

В3

со

JS)

1 5=1 8 s

н 2 о н а ^

JS)

"-J

Ъо

<т>

РЭ

Счетч

ик

Счетч

ик

тн-з 1 сш

ТН-З 1 СШ

ТТ

КРУН-10 кВ яч. 19

ТН-1 1 СШ

КРУН-10 кВ яч. 15

ТН-1 1 СШ

W 1

о Р

’и ы II сл ^ р

ю*

-р*. ^ On О <1 О OJ ^ 00 OJ

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-Р*. ^

On О

<1 О

LtJ ^

00 OJ

ю*

-Р*.

ю*

-Р*.

W 1 о

II сл ^ Р

'Л

сл

о о о' о

О '

-р*.

00 о ю

Ей

5=1

LtJ

-р*.

30000

20000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

о>

со

В3

со

JS)

1 5=1 8 s

н 2 о н а ^

ю ^

О VO

JS)

"-J

Ъо

Продолжение таблицы 2

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН-З

1 сш

ТН-З

1 сш

ТТ

КРУН-10 кВ яч.25

ТН-1

1 сш

КРУН-10 кВ яч.23

ТН-1

1 сш

iо*

On о <1 о

LtJ

00 OJ

iо*

-Р^ ^

On О

<1 о

LtJ ^

00 OJ

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-р*.

* А

II сл ^ Р

W 1

о Р

’и ы II сл ^ р

LtJ

<э

'Л

сл

О '

-р*.

00 о ю

Ей

00 о ю

Ей

LtJ

-р*.

30000

20000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

о>

со

В3

со

JS)

"-J

Ъо

л v J

н н

о ^

СО Го*

Продолжение таблицы 2

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН-З

1 сш

ТН-З

1 сш

ТТ

Ввод 10 кВ ТСН-1

ТН-1

1 сш

КРУН-10 кВ яч.27

ТН-1

1 сш

!z;

^ W я

н и

II о

OJ о Р

OJ Ltl Lfl

6 - ^ 00

W 1

о Р

’и ы II сл ^ р

ю*

-р*. ^

On О

<1 о

00 OJ

ю*

-р*.

ю*

-р*. ^ On О <1 О OJ ^ 00 OJ

ю*

-р*.

ю*

-р*.

W " о

II сл ^ Р

'Л

сл

о о о' о

О '

-р*.

00 о ю

оо о ю р is

-р*.

LtJ

7500

20000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

о>

со

В3

со

Js>

JS)

"-J

Ъо

л v J

Н н

О ^

СО Го*

<т>

РЭ

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН-4 2 СШ

ТТ

КРУН-10 кВ яч.8

ТН-2 2 СШ

КРУН-10 кВ яч.6

ТН-2 2 СШ

iо*

On О <1 О LtJ ^ 00 OJ

W 1

о Р

’и ы II сл ^ р

iо*

-Р^ ^

On О

<1 о

00 OJ

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-р*.

LtJ

ю*

-р*.

W 1 о

II сл ^ Р

'Л

сл

о о о' о

О '

-р*.

00 о ю

Ей

00 о ю

Ей

LtJ

-р*.

LtJ

20000

30000

о\

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

о>

РЭ

СО

рэ

со

В3

со

JS)

Продолжение таблицы 2

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН-4 2 СШ

ТТ

КРУН-10 кВ яч.12

ТН-2 2 СШ

КРУН-10 кВ яч.10

ТН-2 2 СШ

iо*

-Р^ ^

On О

<1 о

LtJ ^

00 OJ

LtJ

ю*

On О <1 О OJ ^ 00 OJ

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-р*.

W " о

II сл ^ Р

W 1

о Р

’и ы II сл ^ р

'Л

сл

О '

-р*.

00 о ю

Ей

00 о ю

Ей

-р*.

-Р*.

20000

30000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

о>

со

В3

со

JS)

Продолжение таблицы 2

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН-4 2 СШ

ТТ

КРУН-10 кВ яч. 18

ТН-2 2 СШ

КРУН-10 кВ яч. 14

ТН-2 2 СШ

iо*

-Р^ ^

On О

<1 о

LtJ ^

00 OJ

LtJ

ю*

On О <1 О OJ ^ 00 OJ

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-р*.

W " о

II сл ^ Р

W 1

о Р

’и ы II сл ^ р

'Л

сл

О '

-р*.

00 о ю

Ей

00 о ю

Ей

LtJ

-р*.

20000

30000

о\

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

о>

со

В3

со

JS)

"-J

Ъо

Л V J

н ч

о ^

СО Го*

<т>

РЭ

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН-4 2 СШ

ТТ

КРУН-10 кВ яч.26

ТН-2 2 СШ

КРУН-10 кВ яч.22

ТН-2 2 СШ

iо*

On О <1 О LtJ ^ 00 OJ

W 1

о Р

’и ы II сл ^ р

iо*

-Р^ ^

On О

<1 о

00 OJ

ю*

-р*.

ю*

-р*.

ю*

-р*.

LtJ

ю*

-р*.

W 1 о

II сл ^ Р

'Л

сл

о о о' о

О '

-р*.

00 о ю

Ей

00 о ю

Ей

-р*.

LtJ

20000

30000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

о>

со

РЭ

со

В3

со

JS)

Продолжение таблицы 2

Счетч

ик

Счетч

ик

ТН-4 2 СШ

ТТ

Ввод 10 кВ ТСН-2

ТН-2 2 СШ

Ввод 10 кВ 2АТ

ТН-2 2 СШ

!z;

^ W я

н и

п А

OJ о Р

OJ Ltl Lfl

6 - ^ 00

W 1

о Р

’и ы II сл ^ р

ю*

-р*. ^ On О <1 О OJ ^ 00 OJ

ю*

-р*.

LtJ

ю*

-р*. ^ On О <1 О OJ ^ 00 OJ

ю*

-р*.

LtJ

ю*

оо

W "

о р

’и ы II сл

^ Р

'Л

сл

-Р*.

О '

-р*.

00 о ю

оо о ю р is

LtJ

-Р*.

LtJ

400000

7500

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

чз

рэ

со

о>

со

В3

со

JS)

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± 5 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 ^тф=0,87), токе ТТ, равном 2 (5) % от !ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до 30°С.

2. Нормальные условия:

- параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения (от 0,98 до 1,02)ин; диапазон силы тока (от 1,0 до 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности соБф (БШф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 60°С до 60°С; счетчиков: в части активной и реактивной энергии (23±2) °С, УСПД - от 15 °С до 25 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (от 0,01 (0,02) до 1,2)1н1; коэффициент мощности соБф (БШф) от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 60°С до 60°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.3 Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (от 0,9 до 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от минус 40°С до 65 °С;

- относительная влажность воздуха (40-60) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

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;

- счетчик - среднее время наработки на отказ для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

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 счетчика и УСПД фиксируются факты:

- попытка несанкционированного доступа;

- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- ИВК.

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

- ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не менее 35 суток;

- ИВКЭ - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;

- ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ Амур типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия	Кол. (шт)
1	2
Трансформаторы тока AGU-245	3
Трансформаторы тока SB 0,8	18

1	2
Трансформаторы тока ТЛП-10-1	6
Трансформаторы тока ТОЛ-10-1	48
Трансформаторы тока ТЛО-10	6
Трансформаторы напряжения ЗНОЛП.4-10	12
Трансформаторы напряжения VCU-123	6
Трансформаторы напряжения VCU-245	6
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800	27
Устройство сбора и передачи данных RTU-325Т	1
Методика поверки	1
Паспорт - Формуляр ТДВ.411711.037.ФО	1
Исполнительная документация 08//ПР/13-4-АИИСКУЭ	1

Поверка

осуществляется по документу МП 61205-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ Амур. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 года.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ. 411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 году;

- для УСПД ЯТи-325Т - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных ЯТи-325Н и RTU-325^ Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- 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): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе 08//ПР/13-4-АИИСКУЭ.ИД «АИИС КУЭ» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ Амур. Исполнительная документация.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ Амур

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 34.601-90

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения».