Приложение к свидетельству № 53178
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания»
(АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ ОАО
«Удмуртская энергосбытовая компания») (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена
для
измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи по-
лученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя
измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные
трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и
реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической
энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и
техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10 и СИКОН С50 (далее –
контроллеры СИКОН), каналообразующую аппаратуру и специализированное программное
обеспечение (далее – ПО).
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий ИВК
«ИКМ-Пирамида» (Зав. № 433) и сервер баз данных, устройство синхронизации системного
времени на базе УСВ-1 (Зав. № 118), каналообразующую аппаратуру, технические средства для
организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации,
автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО)
«Пирамида 2000».
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.
Лист № 2
Всего листов 15
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30
мин.
Для ИК 1-30 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через
интерфейс RS-485 поступает на входы соответствующего контроллера СИКОН (согласно
Таблице 2), где осуществляется вычисление электрической энергии 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 контроллерам СИКОН устройствам.
Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН передают запрашиваемую информацию
на верхний уровень системы по основному и резервному каналам связи. Основной канал
организован посредством спутниковой связи (земная станция VSAT Huges Network Systems
DW-6000 соединена с соответствующим контроллером СИКОН через преобразователь
интерфейсов RS-232/Ethernet (МОХА5110), а с ИВК – по технологии Ethernet). При отказе
основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован
посредством сотовой связи стандарта GSM на базе GSM-модема Siemens MC-35i, соединённого
с ИВК и соответствующим контроллером СИКОН по интерфейсу RS-232.
Для ИК 31 цифровой сигнал с выхода счётчика поступает в ИВК «ИКМ-Пирамида» по
сотовому каналу связи стандарта GSM, организованному на базе GSM-модема Siemens MC-35i. В
ИВК «ИКМ-Пирамида»
осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-
ной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-
ние отчетных документов. Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные
субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-
файлов формата 80020, 80040, 80050 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и
регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в
ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения ста-
туса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической
энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на
основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам поверки времени,
получаемым от линейного выхода радиоприемника, входящего в состав УСВ-1. Погрешность
хода часов УСВ-1 не более
±
0,5 с. УСВ-1 подключено к ИВК «ИКМ-Пирамида». Сличение
часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется не реже, чем 1 раз в час
,
коррекция часов
осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность системного
времениИВК«ИКМ-Пирамида»неболее±3с/сут.ЧасыконтроллеровСИКОН
синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов
происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется независимо от наличия
расхождений. Предел допускаемой абсолютной основной погрешности системного времени
контроллера
СИКОН С10 не более
±
1 с/сут, контроллера
СИКОН С50 – не более
±
1,5 с/сут.
Сличение показаний часов счетчиков и соответствующего контроллера СИКОН (для ИК 31 – с
показаниями часов «ИКМ-Пирамида») производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в
30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и
соответствующего контроллера СИКОН (для ИК 31 – «ИКМ-Пирамида») осуществляется вне
зависимости от наличия расхождений, но не чаще 1 раза в сутки.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллеров СИКОН и ИВК «ИКМ-
Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и рас-
Лист № 3
Всего листов 15
хождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непо-
средственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
Наименование
программного
обеспечения
Идентификацион-
ное наименование
программного
обеспечения
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) про-
граммного
обеспечения
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора про-
граммного обес-
печения
CalcClients.dll
3
e55712d0b1b21
9065d63da9491
14dae4
MD5
CalcLeakage.dll
3
MD5
CalcLosses.dll
3
d79874d10fc2b
156a0fdc27e1ca
480ac
MD5
Metrology.dll
3
52e28d7b60879
9bb3ccea41b54
8d2c83
MD5
ParseBin.dll
3
6f557f885b737
261328cd77805
bd1ba7
MD5
ParseIEC.dll
3
48e73a9283d1e
66494521f63d0
0b0d9f
MD5
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят програм-
мы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измеритель-
ной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при
передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
(контрольная
сумма испол-
няемого кода)
b1959ff70be1eb
17c83f7b0f6d4a
132f
Модуль вычисле-
ния значений
энергии и мощно-
сти по группам
точек учета
Модуль расчета
небаланса энер-
гии/мощности
Модуль вычисле-
ния значений
энергии потерь в
линиях и транс-
форматорах
Общий модуль,
содержащий
функции, исполь-
зуемые при вы-
числениях раз-
личных значений
и проверке точно-
сти вычислений
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пе-
редаваемых в би-
нарном протоколе
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пе-
редаваемых по
протоколам се-
мейства МЭК
Лист № 4
Всего листов 15
Наименование
программного
обеспечения
Идентификацион-
ное наименование
программного
обеспечения
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) про-
граммного
обеспечения
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора про-
граммного обес-
печения
ParseModbus.dll
3
c391d64271acf
4055bb2a4d3fe
1f8f48
MD5
ParsePiramida.dll
3
ecf532935ca1a3
fd3215049af1fd
979f
MD5
SynchroNSI.dll
3
530d9b0126f7c
dc23ecd814c4e
b7ca09
MD5
VerifyTime.dll
3
1ea5429b261fb
0e2884f5b356a
1d1e75
MD5
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
(контрольная
сумма испол-
няемого кода)
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пе-
редаваемых по
протоколу Modbus
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пе-
редаваемых по
протоколу Пира-
мида
Модуль формиро-
вания расчетных
схем и контроля
целостности дан-
ных нормативно-
справочной ин-
формации
Модуль расчета
величины рассин-
хронизации и зна-
чений коррекции
времени
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-
мида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пира-
мида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельст-
во об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной
информации, поступающей от
счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы
допускаемых относительных погрешностей
по активной и реактивной элек-
троэнергии, а также для разных временных (тарифных)
зон
не зависят от способов
передачи
измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков элек-
трической энергии и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-
теристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«С» по МИ 3286-2010.
Лист № 5
Всего листов 15
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
ИВК (ИВ-
КЭ)
Вид
элек-
тро-
энер-
гии
ПС Сара-
пул, ВЛ-110
кВ ЧТЭЦ
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 201756
ПС Сара-
пул, ОМВ-
110 кВ
ТФЗМ-110Б-IV-У1
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 12587
Зав. № 15728
Зав. № 12696
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 202531
ПС Север-
ная, Ввод
Т-1 6 кВ
НАМИ-10
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 1584
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 202007
ПС Север-
ная Ввод Т-
2 6 кВ
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 104
-
EPQS
121.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 257727
Состав1-гои2-гоуровнейизмерительныхканаловиихметрологические
характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская
энергосбытовая компания» и их основные метрологические характеристики
Метрологические
характеристики ИК
рений-
на од-
Номер
точки
Но
изме-
Наимено-
мер вание точки
ИК
ноли-
измерений
нейной
схеме
Счетчик
ТТТНэлектрической
энергии
греш-
ность в
Основ-
Погреш-
н
а
я по-
рабочих
н
ос
т
ь
, %
условиях,
%
12345678910
16
пул, ВЛ-110
кВ Каучук
600/5
Кл.т. 0,5EPQS
Ак-
ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ОАО «Пермэнергосбыт»
ТФЗМ-110Б-IV-У1НАМИ-110 УХЛ1
ПС
Са
ра-
Кл.т. 0,5
110000/ 100111.08.07LL
тивн
а
я
Зав. № 11729 Зав. № 426 Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 11720Зав. № 430Зав. № 202524
Зав. № 11721Зав. № 444
Реак-
тивная
± 1,3± 3,3
± 2,5± 5,3
211
ТФЗМ-110Б-IV-У1
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 11809
Зав. № 11840
Зав. № 11865
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
316
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 509
Зав. № 500
Зав. № 508
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 426
Зав. № 430
Зав. № 444
НАМИ-110 УХЛ1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 509
Зав. № 500
Зав. № 508
Реак-± 2,5± 5,3
СИКОН тивная
С10
Зав. №
312
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
412
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
57
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 202008
613
ПС Север-
ная, Ввод
0,4 кВ ТСН-
1
ТЛМ-10-2У3
Кл.т. 0,5
1000/5
Зав. № 0392
Зав. № 9973
ТОЛ-10 УТ
Кл.т. 0,5
1000/5
Зав. № 25971
Зав. № 56058
Т-0,66У3
Кл.т. 0,5
100/5
Зав. № 77970
Зав. № 64935
Зав. № 90195
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
Ак-
СИКОН тивная± 1,3± 3,3
С10
Зав. №Реак-± 2,5± 5,3
296 тивная
Ак-
тивная± 1,0± 3,2
Реак-± 2,1± 5,2
тивная
Лист № 6
Всего листов 15
-
ПС Нечки-
но, Ввод Т-
1 10 кВ
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 1156
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 201825
ПС Нечки-
но Ввод Т-2
10 кВ
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/ 100
Зав. № 711
ПС Нечки-
но, Ввод 0,4
кВ ТСН-1
-
ПС Нечки-
но Ввод 0,4
кВ ТСН-2
-
EPQS
121.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 257934
ПС Кам-
барка, ВЛ-
110 кВ Бе-
резовка
EA05RALX-
P4B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1112411
ПС Кам-
барка, ВЛ-
110 кВ Ду-
бовая
TG-145
Кл.т. 0,2
600/5
Зав. № 02188
Зав. № 02190
Зав. № 02189
EA05RALX-
P4B4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1112402
Продолжение Таблицы 2
12
3
5
67
8910
78
ПС Север-
ная Ввод
0,4 кВ ТСН-
2
EPQSСИКОН
121.08.07LL С10
Кл.т. 0,5S/1,0Зав. №
Зав. № 257722 296
Ак-
тивная± 1,0± 3,2
Реак-± 2,1± 5,2
тивная
814
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
99
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
1015
Ак-
тивная± 1,0± 3,2
Реак-± 2,1± 5,2
тивная
1110
4
Т-0,66 М У3
Кл.т. 0,5
100/5
Зав. № 275860
Зав. № 275861
Зав. № 275857
ТЛМ-10-1У3
Кл.т. 0,5
300/5
Зав. № 000107
Зав. № 000162
ТЛМ-10-1У3
Кл.т. 0,5
300/5
Зав. № 000167
Зав. № 000188
Т-0,66 У3
Кл.т. 0,5
200/5
Зав. № 56189
Зав. № 80102
Зав. № 56053
Т-0,66 М У3
Кл.т. 0,5
200/5
Зав. № 346247
Зав. № 346250
Зав. № 346248
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 202320
СИКОН
С10
EPQSЗав. №
121.08.07LL 305
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 257931
Ак-
тивная± 1,0± 3,2
Реак-± 2,1± 5,2
тивная
1226
Ак-
тивная± 0,8± 2,1
Реак-± 1,5± 4,0
тивная
1325
TG-145
Кл.т. 0,2
600/5
Зав. № 01669
Зав. № 01670
Зав. № 01668
TG-145
Кл.т. 0,2
600/5
Зав. № 01683
Зав. № 01685
Зав. № 01684
Ак-
тивная± 0,8± 2,1
Реак-± 1,5± 4,0
тивная
1427
ПС Кам-
барка ОМВ-
110 кВ
CPB 123
Кл.т. 0,2
110000/ 100
Зав. № 8673251
Зав. № 8673249
Зав. № 8673247
CPB 123
Кл.т. 0,2
110000/ 100
Зав. № 8673254
Зав. № 8673252
Зав. № 8673248
CPB 123
Кл.т. 0,2
110000/ 100
Зав. № 8673251
Зав. № 8673249
Зав. № 8673247
CPB 123
Кл.т. 0,2
110000/ 100
Зав. № 8673254
Зав. № 8673252
Зав. № 8673248
EA05RALX-
P4B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 1112417
СИ
К
ОН
С10
Зав. №
309
Ак-
тивная± 0,8± 2,1
Реак-± 1,5± 4,0
тивная
Лист № 7
Всего листов 15
ПС Сива,
ВЛ-110 кВ
Черновская
ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 15180
Зав. № 15190
Зав. № 15197
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 202137
ПС Сива
ОМВ-110
кВ
ТВ-110-50
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 3495А
Зав. № 3495В
Зав. № 3495С
НКФ-110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 47236
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 201735
СИКОН
С50
Зав. №
08.97
ПС Водоза-
бор, ВЛ-110
кВ ВГЭС-1ц
ТВ-110-52
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 1265-А
Зав. № 1265-В
Зав. № 1265-С
НКФ-110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 57397
ПС Водоза-
бор, ВЛ-110
кВ ВГЭС-2ц
EPQS
121.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 257741
Продолжение Таблицы 2
12
3
4
67
8910
151
5
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 1012710
Зав. № 1029334
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
162
НКФ-110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 47236
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 1012710
Зав. № 1029334
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
173
НКФ-110-IIУ1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 4930
Зав. № 4934
Зав. № 4933
НКФ-110-57У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 1029272
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
184
ТВ-110-52
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 1266-А
Зав. № 1266-В
Зав. № 1266-С
НКФ-110-57У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 1029271
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 17524
Зав. № 1029293
Зав. № 1029289
EPQS
121.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 257739СИКОН
С10
Зав. №
307
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
Лист № 8
Всего листов 15
ТФЗМ-110Б-1У1
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 39971
Зав. № 39990
Зав. № 39700
НКФ-110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 57397
НКФ-110-57У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 1029271
20
21
ПС Киясо-
во, ВЛ-
35кВ Кучу-
ково
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Зав. № 198
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 202120
ПС Киясо-
во, ВЛ-
35кВ Че-
калда
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Зав. № 192
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 201918
Продолжение Таблицы 2
123
4
67
8910
ПС Водоза-
195бор ОМВ-
110 кВ
5
НКФ-110-57У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 1029272
EPQSСИКОН
121.08.07LL С10
Кл.т. 0,5S/1,0Зав. №
Зав. № 257738 307
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
1
Кузьма -
300/5
Зав. № 04107
Кл.т. 0,2
Зав. № 5995
EPQS
Зав. № 257697
Ак-
тивная
2
Кузьма -
Зав. № 04111Зав. № 5996
Зав. № 298292
Ак-
ВЛ-110 кВ± 0,8
тивная± 2,1
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/ 100
Зав. № 17524
Зав. № 1029293
Зав. № 1029289
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «РЖД» в границах Республики Удмуртия) – ОАО «Пермэнергосбыт»
TG-145NНАМИ-110-УХЛ1
ВЛ-110 кВ
Кл.
т
.
0,2
11
0000/
1
0
0 12
1
.0
8
.
0
7LL
тивная ± 0,8 ±
2,1 Зюкай
За
в
. № 04108
Зав. № 6010 К
л
.т. 0,5S/
1
,0
СИКОН
Реак- ± 1,5 ±
3,5
Зав. № 04109Зав. № 6017С10
TG-145N НАМИ-110-УХЛ1 Зав. №
Кл.т. 0,2 Кл.т. 0,2 EPQS
293
300/5110000/100121.08.07LL
Верещагино
Зав. № 04112Зав. № 5998Кл.т. 0,5S/1,0
Реак-±
1
,5±
3
,5
Зав. № 04110Зав. № 6020
тивная
221
150/5
Зав. № 16742
Зав. № 20813
Кл.т. 0,5EPQS
ская ВЛ-С10
ТФН-35МАк-
Реак-
тивная
± 1,3± 3,3
± 2,5± 5,3
231
100/5
Кл.т. 0,5
Зав. № 1465023
EPQS
Зав. № 202317
ПС Варзи-СИКОН
ково299
ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ОАО «Кировэнергосбыт»
ЗНОМ-35
ПС Орлов-
К
л.
т
. 0,5
35000/100121.08.07LL
СИКОН
тивн
а
я
35кВ Виха- Зав. № 1143458 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №
ревоЗав. № 1143444Зав. № 257737301
Зав. № 1143367
ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ОАО «Татэнергосбыт»
ТФЗМ-35Б-1 У1
ЗН
О
М
-
35
-
65
Ак-
Ятчи, ВЛ-
Кл.т. 0,5
350
0
0/100
111.
0
8.07
LLС10
тивная
35кВ Кучу-
Зав. № 32843
З
а
в. № 1265028 К
л
.т. 0
,
5S/1,0
З
ав. №
Реак-
Зав. № 33060
За
в
. № 146
50
26
тивная
± 1,3± 3,3
± 2,5± 5,3
242
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
253
ТФЗМ-35Б-1 У1
Кл.т. 0,5
150/5
Зав. № 32274
Зав. № 32390
ТФЗМ-35А ХЛ1
Кл.т. 0,5
150/5
Зав. № 71695
Зав. № 71451
СИКОНРеак-± 2,5± 5,3
С10 тивная
Зав. №Ак-
310тивная± 1,3± 3,3
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
Лист № 9
Всего листов 15
ПС Салья,
ввод 10 кВ
Т-1
НАМИТ-10-2 УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 1169
ПС Быр-
гында, ВЛ-
35кВ Крас-
ный Бор
ТФН-35М
Кл.т. 0,5
100/5
Зав. № 8703
Зав. № 8737
ПС Закам-
ская, ВЛ-
110кВ
КГРЭС-2
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 201916
ПС Закам-
ская ОВ-
110 кВ
ТГФ-110
Кл.т. 0,2S
300/1
Зав. № 890
Зав. № 891
Зав. № 892
EPQS
111.08.07LL
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. № 210142
Продолжение Таблицы 2
12
3
5
67
8910
264
4
ТЛМ-10-1У3
Кл.т. 0,5S
150/5
Зав. №
1443130000007
Зав. №
1443130000017
EPQSСИКОН
111.08.07LL С10
Кл.т. 0,5S/1,0Зав. №
Зав. № 202402 308
Ак-
тивная± 1,3± 3,4
Реак-± 2,5± 6,7
тивная
275
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/100
Зав. № 1043003
Зав. № 00000000
Зав. № 1043437
EPQSСИКОН
111.08.07LL С10
Кл.т. 0,5S/1,0Зав. №
Зав. № 202315 306
Ак-
тивная± 1,3± 3,3
Реак-± 2,5± 5,3
тивная
281
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «РЖД» в границах Республики Удмуртия) – ООО «Энергетическая сбытовая ком-
пания Башкортостана» (ООО «ЭСКБ»)
ТГФ-110НАМИ-110
ПС Закам-Кл.т. 0,2SКл.т. 0,2EPQS
ская, ВЛ- 300/1 110000/100 121.08.07LL
110кВЗав. № 1072Зав. № 2007Кл.т. 0,5S/1,0
КГРЭС-1Зав. № 1073Зав. № 2009 Зав. № 257736
Зав. № 1078Зав. № 2014
Ак-
тивная
тивная± 0,8
Реак-± 1,5
± 2,2
± 5,4
292
ТГФ-110
Кл.т. 0,2S
300/1
Зав. № 1103
Зав. № 1071
Зав. № 1077
Ак-
тивная± 0,8± 2,2
303
НАМИ-110
Кл.т. 0,2
110000/100
Зав. № 2023
Зав. № 2013
Зав. № 2016
НАМИ-110
Кл.т. 0,2
110000/100
Зав. № 2007
Зав. № 2009
Зав. № 2014
НАМИ-110
Кл.т. 0,2
110000/100
Зав. № 2023
Зав. № 2013
Зав. № 2016
Реак-± 1,5± 5,4
СИКОНтивная
С10
Зав. №
300
Ак-
тивная± 0,8± 2,2
Реак-± 1,5± 5,4
тивная
РУ-6 к
400/5
Кл.т. 0,5
Кл.т. 0,5S/1,0
0810126773
Кл.т. 0,5«ИКМ-
Зав. № 8560да»
тивная
ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ООО «Мечел-Энерго» (ОАО «Ижсталь»)
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
ЗНО
Л
.06-6У3
СЭ
Т-
ИВК
Ак
-
31 1 З
ГПП-3
В
Зав. № 077
6
000
/
100
4ТМ.03М.01
Пирами-
тивная ± 1,3 ± 3,3
яч. 61 ТПЛ-10У3
За
в
. №
8
555
Зав. №
Зав. №
Реак- ± 2,5 ± 5,7
400/5
Зав. № 8424433
Зав. № 2168
Примечания:
1Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовая).
2В качестве характеристикотносительной погрешности указаны границы
интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
Лист № 10
Всего листов 15
4Нормальные условия эксплуатации:
-
параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos
j
= 0,9инд.;
-
температура окружающей среды: (20±5) °С.
5Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн
1
; диапазон
силы первичного тока (0,02(0,05) – 1,2)Iн
1
; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 –
1,0(0,6 – 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 50 °С;
-
относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
-
атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока (0,01 – 1,2)Iн
2
; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ)
0,5 – 1,0 (0,6 – 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
-
температура окружающего воздуха для счётчиков EPQS от минус 35 °С до
плюс 55 °С; для счётчиков ЕвроАльфа от минус 40 °С до плюс 70 °С; для счётчиков
СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до плюс 60 °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 +10 °С до +30 °С;
-
относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
-
атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
6Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % Iном cos
j
= 0,8 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до
плюс 40 °С.
7Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида», контроллеров
СИКОН и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном на ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8Всеизмерительныекомпонентысистемыутвержденыивнесеныв
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
счётчик EPQS – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
счётчик ЕвроАльфа –
среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
контроллер «СИКОН С10» - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
контроллер «СИКОН С50» - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
Лист № 11
Всего листов 15
-
ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 часа
Надежность системных решений:
-
защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров СИКОН с по-
мощью источника бесперебойного питания;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью элек-
тронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счётчика:
·
параметрирования;
·
пропадания напряжения;
·
коррекции времени в счетчике;
-
журнал контроллера СИКОН:
·
параметрирования;
·
пропадания напряжения;
·
коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН;
·
пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
·
электросчётчика;
·
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
·
испытательной коробки;
·
контроллеров СИКОН;
·
ИВК «ИКМ-Пирамида»;
-
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
·
счетчика электрической энергии;
·
контроллеров СИКОН;
·
ИВК «ИКМ-Пирамида».
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
контроллерах СИКОН (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
-
контроллер СИКОН – суточные данные о тридцатиминутных приращениях элек-
троэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому
каналу – 35 сут; сохранение информации при отключении питания – 10 лет;
-
ИВК «ИКМ-Пирамида» – хранение результатов измерений, состояний средств
измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Лист № 12
Всего листов 15
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ
ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания») типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 компонента
Тит компонента
№
Госреестра
Количество
ТФЗМ-110Б-1У1
2793-88
3
ТФЗМ-110Б-IV
ТЛМ-10
ТЛМ-10
ТОЛ-10
Т-0,66 У3
Т-0,66 М У3
Т-0,66 М У3
TG-145
ТФНД-110М
ТВ
ТФН-35М
ТФЗМ-35Б-1У1
ТФЗМ-35А ХЛ1
ТГФ-110
26422-06
2473-00
2473-69
7069-79
17551-03
17551-03
36382-07
30489-05
2793-71
19720-06
3690-73
26419-04
26418-04
16635-05
9
2
6
2
6
3
3
15
3
9
4
4
2
9
ТПЛ-10
1276-59
2
НАМИ-110УХЛ1
НАМИ-110УХЛ1
НАМИ-10
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИТ-10
СРВ 123
НКФ-110-57
НКФ-110-83 У1
НКФ-110
ЗНОМ-35
24218-03
24218-08
11094-87
20186-05
16687-02
15853-96
14205-05
1188-84
26452-04
912-05
12
6
1
2
2
6
7
2
3
9
НАМИ-35 УХЛ1
19813-00
2
ЗНОЛ.06
3344-08
3
Трансформаторы тока климатического
исполнения VI, ХЛ1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
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 проходные с литой
изоляцией
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения антирезонансные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения антирезонансные
трёхфазные
Трансформаторы напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональные
EPQS
25971-03
27
Лист № 13
Всего листов 15
Наименование компонента
Тит компонента
№
Госреестра
Количество
ЕвроАльфа
16666-07
3
СЭТ-4ТМ.03М
36697-12
1
Счетчик электрической энергии
многофункциональные
Счетчик электрической энергии
многофункциональные
Контроллеры сетевые индустриальные
Контроллеры сетевые индустриальные
Устройства синхронизации времени
Комплексы информационно-вычислительные
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
СИКОН С10
СИКОН С50
УСВ-1
«ИКМ-Пирамида»
—
—
—
21741-03
28523-05
28716-05
45270-10
—
—
—
15
1
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 55652-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская
энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания»).
Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформато-
ры тока. Методика поверки";
-
трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки";
-
по
МИ
3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе-
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
-
счетчиков электрической энергии EPQS – в соответствии с методикой поверки
РМ-1039597-26:2002 «Счетчики
многофункциональные электрической энергии EPQS»,
утвер-
жденной Государственной службой метрологии Литовской Республики в 2002 г.;
-
счетчиков электрической энергии ЕвроАльфа -в соответствии с документом
«ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные
ЕвроАльфа. Методика повер-
ки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
-
счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом
«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Ру-
ководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.РЭ1, утвержденным
руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
-
контроллеров СИКОН С10 – в соответствии с документом «Контроллеры сетевые
индустриальные СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180.00.000 И1», утвержденным
ВНИИМС в 2003 г.;
-
контроллеров СИКОН С50 – в соответствии с документом «Контроллеры сетевые
индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.00 И1», утвержденным ФГУП
«ВНИИМС» в 2010 г.;
-
устройства синхронизации времени УСВ-1 – в соответствии с документом «Уст-
ройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержден-
ным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;
Лист № 14
Всего листов 15
-
ИВК «ИКМ-Пирамида» – в соответствии с документом «Комплексы информаци-
онно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвер-
жденным 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 с счетчи-
ками 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%, дис-
кретность 0,1 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с
использованием АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания», аттестованной
ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ
ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания»)
ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Trial технические условия.
ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной
энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
МИ 3000-2006 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Удмуртская энергосбытовая компания»
(ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания»)
Юридический адрес: 426063, Удмуртская Республика, г. Ижевск, ул. Орджоникидзе, д. 52а
Тел.: (3412) 68-18-64
Факс: (3412) 68-21-44
Лист № 15
Всего листов 15
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз»
(ООО «Техносоюз»)
Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щёлковское шоссе, д. 9
Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д. 1, строение 2
Тел.: 8 (495) 640-96-09
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул.Озерная, д.46
Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.