Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Волга"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Волга", 73716-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	73716-18
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Волга"
Изготовитель	АО "РЭС Групп", г. Владимир
Год регистрации	2018
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЯТи-327-Е1-В04-М04, RTU-327-E1-B16-M16 (далее - УСПД), NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД) АО «Волга», автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) АО «Волга», программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер БД АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ.

АРМ АО «Волга» в автоматическом режиме по сети Internet с использованием ЭП раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. В качестве источника синхронизации времени используется NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 осуществляется от сигналов шкалы Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 относительно шкалы времени UTS (SU) не превышает 10 мс. NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16. Коррекция часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 проводится при расхождении часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 и времени NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 более чем на ±1 с.

Коррекция часов сервера баз данных (БД) проводится при расхождении часов УСПД RTU-327-E1-B16-M16 и сервера баз данных (БД) более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД RTU-327-Е1-В04-М04 проводится при расхождении часов сервера баз данных (БД) и УСПД RTU-327-Е1-В04-М04 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.05, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	12.01
Цифровой идентификатор ПО	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о, е м о К		Измерительные компоненты					Метрологические характеристики ИК
о, е м о К	Наименование объекта	ТТ	ТН	Счётчик	УСПД/ УССВ/ Сервер	Вид электро энергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ПС 110 кВ Накат
	ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.14, ВЛ-110 кВ №102	ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5	СЭТ-4ТМ.03М		активная	±1,1	±3,1
1	ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.14, ВЛ-110 кВ №102	ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72	Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94	Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	RTU-327-E1-В04-М04 Рег. № 41907-09	реактивная	±2,7	±5,6
2	ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.1, отпайка от ВЛ-110 кВ ГЭС-ЦБК	ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
3	ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-110 кВ, Яч.10, ВЛ-110 кВ ГЭС-ЦБК	ТВУ-110-50 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 3182-72	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	HP ProLiant DL380 G5	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
4	ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, III с.ш. 6 кВ, Яч.21, КЛ-6 кВ ф.621	ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07	ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
5	ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, II с.ш. 6 кВ, Яч.12, КЛ-6 кВ ф.612	ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11	ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	RTU-327-Е1-В04-М04 Рег. № 41907-09	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
6	ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, Яч.32, КЛ-632 6 кВ	ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07	ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
7	ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, Яч.28, КЛ-673 6 кВ	ТПЛ-10-У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 1276-59	ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
8	ПС 110 кВ Накат, ЗРУ-2 6 кВ, I с.ш. 6 кВ, Яч.9, КЛ-675 6 кВ	ТПЛ-10-У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 1276-59	ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
		ТПЛ-10-У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 1276-59	Рег. № 46738-11

ПС 110 кВ №1

ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ,

II аш. 6 кВ, Яч.36, КЛ-636 6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 22192-07

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-ЕЬ В04-М04 Рег. № 41907-09

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ,

I аш. 6 кВ, Яч.13, КЛ-6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ №1, ГРУ-6 кВ,

IV аш. 6 кВ, Яч.46, КЛ-6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 50/5 Рег. № 47958-11

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Коэф. тр.

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ БЦКК

ПС 110 кВ БЦКК, РУ-6 кВ,

3 с.ш. 6 кВ, Яч.39, КЛ-639 6 кВ

ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 2473-05

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

RTU-327-ЕЬ В04-М04 Рег. № 41907-09

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

HP ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

ПС 110 кВ БЦКК, РУ-6 кВ,

4 с.ш. 6 кВ, Яч.44, КЛ-644 6 кВ

ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 300/5 Рег. № 2473-05

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
Нижегородская ГРЭС
14	Нижегородская ГРЭС, 0РУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №101	ТФЗМ 110E-IV У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
15	Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №102	ТФЗМ 110E-IV У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
16	Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №103	ТФЗМ 110E-IV У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
17	Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №104	ТФЗМ 110Б-ГУ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
18	Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №106	ТФЗМ 110Б-ГУ У1 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-06	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
19	Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №107	ТФЗМ 110Б-ГУ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04	НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
20	Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ №108	ТФЗМ 110Б-^ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04	НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
21	Нижегородская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, СВВ 1-3	ТФЗМ 110Б-^ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
22	Нижегородская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, СВВ 2-4	ТФЗМ 110Б-^ У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 26422-04	НКФ-110 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
23	Нижегородская ГРЭС, 0РУ-110 кВ 3ГТ, ввод 110 кВ Т-13	ТВ-110-II Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 19720-00	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
24	Нижегородская ГРЭС, 0РУ-110 кВ 3ГТ, МВ-СВ ОРУ-3ГТ	ТВИ-110 Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 1000/5 Рег. № 30559-05	НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
25	Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ, 2 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.14, КЛ-1 6 кВ ЦРП г.Балахна	ТП0Ф-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
26	Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ, 2 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.11, КЛ-2 6 кВ ЦРП г.Балахна	ТП0Ф-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6
27	Нижегородская ГРЭС, РУ-6 кВ, 1 часть Тр.СШ 6 кВ, Яч.3, КЛ-3 6 кВ ЦРП г.Балахна	ТП0Ф-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 750/5 Рег. № 518-50	ЗН0Л.06-6 У1 Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 6000/100 Рег. № 380-49	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,1 ±5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
РУ-6 кВ Волжская насосная станция
28	РУ-6 кВ Волжская насосная станция, 2 с.ш. 6 кВ, Яч.10	ТПФ 10-0,5 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 150/5 Рег. № 517-50	ЗНОЛ-06-6 У3 Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	RTU-327-E1-B16-M16 Рег. № 41907-09 NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 HP ProLiant DL380 G5	активная реактивная	±0,9 ±2,4	±3,0 ±5,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с							±5

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Погрешность в рабочих условиях указана cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 28 от минус 40 до плюс 35 °C.

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 метрологических характеристик.

5. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.

6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	28
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от ^ом	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cosj	0,9
- температура окружающей среды, С	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от ^ом	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС	от -40 до +35
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков, С:	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения
УСПД и сервера, оС	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД RTU-327-Е1-В04-М04	40000
для УСПД RTU-327-E1-B16-M16	40000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее	113,7
- при отключении питания, лет, не менее	45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее	45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее	10
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование	Тип	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока	ТПЛ-10 У3	4
Трансформатор тока	ТПЛ-10-М У2	6
Трансформатор тока	ТПЛ-10-М У2	6
Трансформатор тока	ТВУ-110-50	9
Трансформатор тока	ТПОФ-10	6
Трансформатор тока	ТФЗМ 110Б-ГУ У1	12
Трансформатор тока	ТФЗМ 110Б-ГУ У1	15
Трансформатор тока	ТВ-110-II	3
Трансформатор тока	ТВИ-110	3
Трансформатор тока	ТЛМ-10-1 У3	4
Трансформатор тока	ТПФ10-0,5	2
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06-6У3	18
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06-6У3	3
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	2
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06-6 У1	3
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57 У1	21
Трансформатор напряжения	НКФ-110	6
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10-2	2
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-06-6 У3	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТM.03M	28
Устройство сбора и передачи данных	RTU-327-Е1-В04-М04	1
Устройство сбора и передачи данных	RTU-327-E1-B16-M16	1
Устройство синхронизации времени	NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1	1
Программное обеспечение	АльфаЦЕНТР	1
Сервер	HP ProLiant DL380 G5	1
Методика поверки	МП 075-2018	1
Паспорт-Формуляр	РЭСС.411711.АИИС.587 ПФ	1

Поверка

осуществляется по документу МП 075-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 06.11.2018 г.

Основные средства 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»;

- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

- по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;

- УСПД RTU-327-Е1-В04-М04, RTU-327-E1-B16-M16 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

- метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Волга», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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