Приложение к свидетельству № 53213
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
информационно-измерительная коммерческого
КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Волховские
Системаавтоматизированная
учета электроэнергии (АИИС
городские электрические сети
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Волховские городские электрические
сети (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной
электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС»,
ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного
регламента.
Описание средства измерений
АИИС
КУЭ, выполненная на
основе
ИИС «Пирамида» (Госреестр №
21906-11), пред-
ставляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизо-
ванным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
1-ый уровень – измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные
трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электриче-
ской энергии (далее по тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические сред-
ства приема-передачи данных;
2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-
05), УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03), устройство синхронизации времени УСВ-1 (Гос-
реестр № 28716-05), устройство синхронизации времени УССВ-35 HVS, технические средства
приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы.
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сер-
веры базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго», УССВ УСВ-1, ав-
томатизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих
и программных средств, выполняющих
сбор информации с нижних
уровней, ее обработку и
хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому
календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной
дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных
о состоянии
средств измерений во всех ИИК;
- хранениерезультатовизмеренийиданныхосостояниисредствизмеренийв
специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от
потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров
(изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного
времени);
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в
рамках согласованного регламента;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного
доступана физическомипрограммномуровне (установка паролейит.п.);
Лист № 2
Всего листов 12
- диагностика имониторингфункционированиятехническихипрограммныхсредств АИИСКУЭ; -
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из-
мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов
времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные ком-
мерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений элек-
троэнергии (W, кВт∙ч) передаются в целых числах кВт∙ч.
На ПС № 378 «Обитай», ПС № 393 «Волхов», ФРУ-10 кВ и ПС № 553 «Валим» установ-
лены УСПД (СИКОН С70 на ПС № 378 «Обитай» и ПС № 393 «Волхов», RTU-325 в ФРУ-10 кВ
и ПС № 553 «Валим»), которые один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают
счетчики ИИК 1 – 10. 18 – 21, также в них осуществляется вычисление значений электроэнер-
гии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты
трансформации выбраны равными единице, так как это позволяет производить замену вышед-
ших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измери-
тельной информации.
Сервер ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опраши-
вает УСПД ИИК 1 – 10 и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала
учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под
управлением СУБД MS SQL Server).
Сервер ОАО «ЛОЭСК» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает
УСПД ИИК 18 – 21 и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала
учета за сутки и журналы событий. Также сервер ОАО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи
стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в
режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчики
ИИК 11 – 17 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, па-
раметры электросети, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу
данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
Далее сервер ОАО
«ЛОЭСК» при помощи
программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умно-
жение на коэффициенты трансформации для счетчиков ИИК 11 – 17, перевод измеренных зна-
чений в
именованные физические
величины),
формирование, хранение, оформление справоч-
ных и отчетных документов.
Серверы ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки
формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют дан-
ные коммерческого учета на сервер ООО «РКС-энерго». Сервер ООО «РКС-энерго» сохраняет
вложения электронных сообщений, получаемых от серверов ОАО «ЛОЭСК», ОАО «Ленэнер-
го», на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением
СУБД MS SQL Server). Сервер ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения
(ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую
передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и
прочим заинтересованным организа-
циям в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ опе-
раторов АИИС КУЭ.
Лист № 3
Всего листов 12
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения
единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ,
счетчиков, УСПД, серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-
Энерго». В качестве устройств синхронизации времени используются УСВ-1 и УССВ-35 HVS.
Сравнение показаний часов серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК»,
ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов
серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осу-
ществляется независимо от показаний часов серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО
«ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1 – 10 и УСВ-1 происходит один раз в 60 се-
кунд. Синхронизация часов УСПД ИИК 1 – 10 и УСВ-1 осуществляется независимо от показа-
ний часов УСПД ИИК 1 – 10 и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 18 – 21 и УССВ-35 HVS происходит один раз в
час. Синхронизация часов УСПД ИИК 18 – 21 и УССВ-35 HVS осуществляется при расхожде-
нии показаний часов УСПД ИИК 18 – 21 и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 – 10, 18 – 21 и УСПД происходит при каж-
дом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчи-
ков ИИК 1 – 10, 18 – 21 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков
ИИК 1 – 10, 18 – 21 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 11 – 17 и сервера ОАО «ЛОЭСК» происхо-
дит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 11 – 17 и сервера ОАО «ЛОЭСК»
осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 11 – 17 и сервера на величи-
ну более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Наименование программ-
ного модуля (идентификаци-
онное наименование про-
граммного обеспечения)
Наименование
файла
Номер вер-
сии про-
граммного
обеспечения
Цифровой идентифи-
катор программного
обеспечения (кон-
трольная сумма испол-
няемого кода)
CalcClients.dll
3
e55712d0b1b219065d6
3da949114dae4
MD5
CalcLeakage.dll
3
MD5
CalcLosses.dll
3
d79874d10fc2b156a0fd
c27e1ca480ac
MD5
Metrology.dll
3
52e28d7b608799bb3cc
ea41b548d2c83
MD5
ParseBin.dll
3
6f557f885b737261328c
d77805bd1ba7
MD5
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы
указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и
измерительной
информации паролями
в соответствии с правами
доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средства-
ми «Пирамида 2000».
Таблица 1
Наименова-
ниепро-
граммного
обеспечения
1
3
4
5
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора про-
граммного обес-
печения
6
b1959ff70be1eb17c83f
7b0f6d4a132f
ПО «Пира-
мида2000»
2
Модуль вычисления значе-
ний энергии и мощности
по группам точек учета
Модуль расчета небаланса
энергии/мощности
Модуль вычисления значе-
ний энергии потерь в ли-
ниях и трансформаторах
Общий модуль, содержа-
щий функции, используе-
мые при вычислениях раз-
личных значений и провер-
ке точности вычислений
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых в бинарном
протоколе
Лист № 4
Всего листов 12
48e73a9283d1e664945
21f63d00b0d9f
MD5
c391d64271acf4055bb
2a4d3fe1f8f48
MD5
ecf532935ca1a3fd3215
049af1fd979f
MD5
530d9b0126f7cdc23ecd
814c4eb7ca09
MD5
1ea5429b261fb0e2884f
5b356a1d1e75
MD5
Продолжение таблицы 1
1
34
5
6
ParseIEC.dll3
ParseModbus.dll3
ParsePiramida.dll3
SynchroNSI.dll3
ПО «Пира-
мида2000»
2
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых по протоко-
лам семейства МЭК
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых по протоко-
лу Modbus
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых по протоко-
лу Пирамида
Модуль формирования
расчетных схем и контроля
целостности данных нор-
мативно-справочной ин-
формации
Модуль расчета величины
рассинхронизации и значе-
ний коррекции времени
VerifyTime.dll3
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и пред-
намеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.
Метрологические и технические характеристики
Состав ИИК
№
ИИК
НТМИ-10-66
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 4655;
Госреестр № 831-69
A1805 RALQ-
P4GB-DW-4
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 01160137
Госреестр №
31857-06
Активная
Реактивная
НТМИ-10-66
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 4655;
Госреестр № 831-69
Активная
Реактивная
НТМИ-10-66
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 4655;
Госреестр № 831-69
HP Proliant ML350 G5
Зав. № 246784-003
Активная
Реактивная
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
Наименование
объекта
ТТ
ТНСчетчик
Вид элек-
троэнер-
ИВКЭ ИВК
гии
12
4
5678
ПС № 378
«Обитай»,
1 РУ-10 кВ,
яч. 7,
ф. 378-03
ПС № 378
«Обитай»,
2 РУ-10 кВ,
яч. 8,
ф. 378-04
ПС № 378
«Обитай»,
3 РУ-10 кВ,
яч. 10,
ф. 378-06
3
ТЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 1316;
1233;
Госреестр № № 2473-
05
ТЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 400/5
Зав. № 6144;
2486;
Госреестр № 2473-05
ТЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 2626;
5717;
Госреестр № 2473-05
A1805 RALQ-
P4GB-DW-4
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 01160100
Госреестр №
31857-06
A1805 RALQ-
P4GB-DW-4
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 01155280
Госреестр №
31857-06
СИКОН С70
Зав. № 03924
Госреестр № 28822-05
НТМИ-10-66
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1066;
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 4655;
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1066;
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 4655;
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1066;
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 4132;
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1904;
Госреестр № 831-69
-
ПСЧ-4ТМ.05.04
кл. т 0,5S/1,0
Зав. №
0305083606
Госреестр №
27779-04
Активная
Реактивная
-
Активная
Реактивная
Лист № 5
Всего листов 12
Продолжение таблицы 2
12
4
ПС № 378
«Обитай»,
4 РУ-10 кВ,
яч. 17,
ф. 378-09
ПС № 378
«Обитай»,
5 РУ-10 кВ,
яч. 23,
ф. 378-13
Активная
Реактивная
ПС № 378
«Обитай»,
6 РУ-10 кВ,
яч. 24,
ф. 378-14
Активная
Реактивная
ПС № 378
«Обитай»,
7РУ-10 кВ,
яч. 25,
ф. 378-15
Активная
Реактивная
ПС № 378
«Обитай»,
8 РУ-10 кВ,
яч. 26,
ф. 378-16
СИКОН С70
Зав. № 03924
Госреестр № 28822-05
Активная
Реактивная
ПС № 393
«Волхов»,
9 РУ-10 кВ,
яч. 12,
ф. 393-12
Активная
Реактивная
ПС № 393
«Волхов»,
10РУ-10 кВ,
яч. 23,
ф. 393-23
5678
A1805 RALQ-
P4GB-DW-4
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 01160128
Госреестр №
31857-06
A1805 RALQ-
P4GB-DW-4
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 01160460
Госреестр №
31857-06
A1805 RALQ-
P4GB-DW-4
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 01160188
Госреестр №
31857-06
A1805 RALQ-
P4GB-DW-4
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 01160649
Госреестр №
31857-06
A1805 RALQ-
P4GB-DW-4
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 01160323
Госреестр №
31857-06
A1805 RALQ-
P4GB-DW-4
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 01160292
Госреестр №
31857-06
A1805 RALQ-
P4GB-DW-4
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 01160182
Госреестр №
31857-06
СИКОН С70
Зав. № 02617
Госреестр № 28822-05
Активная
Реактивная
КТПН № 545,
11РУ-0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ
КТПН № 38,
12РУ-0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ
3
ТЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 600/5
Зав. № 5747;
2631;
Госреестр № 2473-05
ТЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 4690;
2508;
Госреестр № 2473-05
ТЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 150/5
Зав. № 5432;
3805;
Госреестр № 2473-05
ТЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 1819;
1820;
Госреестр № 2473-05
ТЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 2682;
2687;
Госреестр № 2473-05
ТВК
кл. т 0,5
Ктт = 200/5
Зав. № 22072;
22127;
Госреестр № 8913-82
ТВЛМ-10
кл. т 0,5
Ктт = 100/5
Зав. № 6437;
6434;
Госреестр № 1856-63
ТШП-0,66
кл. т 0,5S
Ктт = 300/5
Зав. № 0043571;
0043497; 0042657;
Госреестр № 15173-
06
Т-0,66
кл. т 0,5S
Ктт = 100/5
Зав. № 255524;
255525;255526;
Госреестр № 36382-
07
ПСЧ-
-
4ТМ.05М.04
кл. т 0,5S/1,0
Зав. №
0608112747
Госреестр №
36355-07
HP Proliant ML350 G5
Зав. № 246784-003
13
ТОЛ-10-I
кл. т 0,5
Ктт = 100/5
Зав. № 28974;
29952;
Госреестр № 15128-
07
ПСЧ-4ТМ.05М
кл. т 0,5S/1,0
Зав. №
0608100082
Госреестр №
36355-07
Активная
Реактивная
14
ТОЛ-10-I
кл. т 0,5
Ктт = 100/5
Зав. № 20674;
18952;
Госреестр № 15128-
07
ПСЧ-4ТМ.05
кл. т 0,5S/1,0
Зав. №
0304080103
Госреестр №
27779-04
Активная
Реактивная
15
-
ПСЧ-
4ТМ.05М.04
кл. т 0,5S/1,0
Зав. №
0608112766
Госреестр №
36355-07
Активная
Реактивная
16
-
ПСЧ-4ТМ.05.04
кл. т 0,5S/1,0
Зав. №
0305083564
Госреестр №
27779-04
Активная
Реактивная
17
-
ПСЧ-4ТМ.05.04
кл. т 0,5S/1,0
Зав. №
0305081364
Госреестр №
27779-04
-
Активная
Реактивная
ТПОЛ-10
кл. т 0,5S
Ктт = 400/5
Зав. № 436
347;
333;
Госреестр № 1261-02
HP Proliant ML350 G5
Зав. № 246784-003
Активная
Реактивная
Лист № 6
Trial листов 12
Продолжение таблицы 2
1
2
3
5
678
РП-1,
РУ-10 кВ,
яч. 06, ф. 04
4
НТМИ-10
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 3865;
Госреестр № 831-53
РП-1,
РУ-10 кВ,
яч. 07, ф. 05
НТМИ-10
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 3902;
Госреестр № 831-53
НТМИ-10
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 3865;
Госреестр № 831-53
НТМИ-10
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 3902;
Госреестр № 831-53
КТПН № 312
(33),
РУ-0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ
КТПН № 797,
РУ-0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ
ЗТП № 791,
РУ-0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ
Т-0,66
кл. т 0,5S
Ктт = 300/5
Зав. № 843192;
460283;
460286;
Госреестр № 22656-
07
ТОП-0,66
кл. т 0,5S
Ктт = 200/5
Зав. № 0034752;
0035440;
0035460;
Госреестр № 15174-
06
ТШП-0,66
кл. т 0,5S
Ктт = 600/5
Зав. № 0041279;
0041297;
0041286;
Госреестр № 15173-
06
ФРУ-10 кВ,
18яч. 1,
ф. РП-2 К1
НАМИТ-10-2
кл.т. 0,5
10000/100
НАМИТ-10-2
кл.т. 0,5
кл. т 0,5S/1,0
Зав. № 0042;
EA05-RAL-B-4
Госреестр № 16687-07
Зав. № 01127816
Госреестр №
10000/100
166
6
6
-
97
Зав. № 0251;
Госреестр № 16687-07
RTU-325
Зав. № 002172
Госреестр №19495-03
19
ТПОЛ-10
кл. т 0,5S
Ктт = 600/5
Зав. № 1400
1408;
1402;
Госреестр № 1261-08
Активная
Реактивная
20
Активная
Реактивная
21
HP Proliant ML350 G5
Зав. № 246784-003
Активная
Реактивная
Лист № 7
Всего листов 12
Продолжение таблицы 2
12345678
ФРУ-10 кВ,
яч. 2,
ф. РП-2 К2
НАМИТ-10-2
кл.т. 0,5
10000/100
НАМИТ-10-2
кл.т. 0,5
кл. т 0,5S/1,0
RTU-325
Зав. № 002172
Госреестр №19495-03
ПС № 553
«Валим»
ОРУ-110 кВ,
ЛВ-3
ПС №553
«Валим»,
ОРУ-110 кВ,
ЛБрж-3
TG145N
кл. т 0,5
Ктт = 300/5
Зав. № 04487;
04488;
04489;
Госреестр № 30489-
05
TG145N
кл. т 0,2S
Ктт = 300/5
Зав. № 03151;
03152;
03153;
Госреестр № 30489-
05
Зав. № 0042;
EA05-RAL-B-4
Госреестр № 16687-07
Зав. № 01127817
Госреестр №
10000/100
166
6
6
-
97
Зав. № 0251;
Госреестр № 16687-07
CPB 123
кл.т. 0,5A1802 RALQ-
110000/√3/ P4GB-DW-4
100/√3кл. т 0,2S/0,5
Зав. № 8729845; Зав. № 01173585
8729843;Госреестр №
8729844; 31857-06
Госреестр № 15853-06
CPB 123
кл.т. 0,5A1802 RALQ-
110000/√3/ P4GB-DW-4
100/√3кл. т 0,2S/0,5
Зав. № 8729846; Зав. № 01173587
8729842;Госреестр №
8729847; 31857-06
Госреестр № 15853-06
RTU-325
Зав. № 004781
Госреестр №37288-08
Номер ИИК
Таблица 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении
cosφ
активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации
d
, %
1 2
1,0
1 – 10, 13, 140,9
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счет-0,8
чик 0,5S)
0,7
0,5
1,0
18, 190,9
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;0,8
Счетчик 0,5S)
0,7
0,5
1,0
11, 12, 15 – 17 0,9
(ТТ 0,5S; 0,8
Счетчик 0,5S)
0,7
0,5
1,0
200,9
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счет- 0,8
чик 0,2S)
0,7
0,5
1,0
210,9
(ТТ 0,2S; ТН 0,5;0,8
Счетчик 0,2S)
0,7
0,5
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
3
-----
±2,4
±2,8
±3,3
±3,9
±5,7
±2,3
±2,7
±3,2
±3,8
±5,5
-----
±1,3
±1,4
±1,6
±1,8
±2,4
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
4
±2,2
±2,7
±3,2
±3,8
±5,7
±1,7
±1,9
±2,2
±2,5
±3,4
±1,6
±1,8
±2,1
±2,4
±3,2
±1,9
±2,4
±2,9
±3,6
±5,5
±1,0
±1,1
±1,2
±1,3
±1,8
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
5
±1,7
±1,9
±2,1
±2,4
±3,3
±1,6
±1,7
±1,9
±2,1
±2,7
±1,5
±1,6
±1,7
±1,9
±2,4
±1,2
±1,4
±1,7
±2,0
±3,0
±0,9
±1,0
±1,1
±1,2
±1,6
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
6
±1,6
±1,7
±1,9
±2,1
±2,7
±1,6
±1,7
±1,9
±2,1
±2,7
±1,5
±1,6
±1,7
±1,9
±2,4
±1,0
±1,2
±1,4
±1,6
±2,3
±0,9
±1,0
±1,1
±1,2
±1,6
1 – 10, 13, 14
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
18, 19
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
11, 12, 15 – 17
(ТТ 0,5S;
Счетчик 1,0)
20
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,5)
21
(ТТ 0,2S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5)
Лист № 8
Всего листов 12
Продолжение таблицы 3
123456
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении
реактивной электрической энергии в рабочих условиях
эксплуатации
d
, %
Номер ИИКcosφ
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
0,9-
0,8-0,7
-0,5
-0,9
±12,1 0,8
±10,1 0,7
±9,4 0,5
±8,7 0,9
±6,5 0,8
±6,5 0,7
±6,4 0,5
±6,4 0,9-0,8
-0,7
-0,5
-0,9
±5,7 0,8
±4,7 0,7
±4,3 0,5
±4,0
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
±7,2
±5,2
±4,3
±3,5
±4,8
±3,7
±3,3
±2,9
±4,8
±4,1
±3,9
±3,7
±6,5
±4,5
±3,6
±2,8
±2,5
±2,0
±1,7
±1,5
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
±4,0
±3,1
±2,7
±2,3
±3,3
±2,6
±2,4
±2,2
±4,0
±3,6
±3,5
±3,3
±3,6
±2,5
±2,1
±1,7
±1,9
±1,5
±1,4
±1,2
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
±3,1
±2,6
±2,3
±2,1
±3,1
±2,6
±2,3
±2,1
±4,0
±3,6
±3,5
±3,3
±2,7
±2,0
±1,7
±1,4
±1,9
±1,5
±1,3
±1,2
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а погрешность из-
мерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответ-
ствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
·
сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
·
температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25
°
С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном;
·
сила тока от 0,01 Iном до 1,2 Iном для ИИК № 11, 12, 15 – 19, 21, от 0,05 Iном до 1,2 Iном
для ИИК № 1 – 10, 13, 14, 20;
·
температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35
°
С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001,
счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005,
ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005,
ГОСТ 26035-83;
Лист № 9
Всего листов 12
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные(см.п.6Примечания)утвержденныхтиповсметрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов
системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на
объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
·
счетчики электроэнергии Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ
не менее 120000 часов;
·
счетчикиэлектроэнергииЕвроАльфа–среднеевремянаработкинаотказ
не менее 50000 часов;
·
счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М – среднее время наработки на отказ не менее
140000 часов;
·
счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 – среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов;
·
УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
·
УСПД СИКОН С70 – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
·
УСПД RTU-325 – среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
·
для счетчика Тв ≤ 2 часа;
·
для УСПД Тв ≤ 2 часа;
·
для сервера Тв ≤ 1 час;
·
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
·
для модема Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
·
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для
пломбирования;
·
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механиче-
скими пломбами;
·
наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
·
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти-
фикацию пользователей и эксплуатационного персонала;
·
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
·
фактов параметрирования счетчика;
·
фактов пропадания напряжения;
·
фактов коррекции времени.
в журнале УСПД:
·
– параметрирования;
·
– пропадания напряжения;
·
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
·
– пропадание и восстановление связи со счетчиком
Возможность коррекции времени в:
·
счетчиках (функция автоматизирована);
·
УСПД(функция автоматизирована);
·
ИВК (функция автоматизирована).
Лист № 10
Всего листов 12
Глубина хранения информации:
·
счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-
правлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
·
счетчик электроэнергии ЕвроАльфа тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-
правлениях не менее 74 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
·
счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М – тридцатиминутный профиль нагрузки в
двух направлениях – не менее 113,7 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
·
счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях – не менее 56 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
·
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-
дому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток;
при отключении питания – не менее 5 лет;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений
– не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС
КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
Наименование
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электроэнергии
Счетчик электроэнергии
Счетчик электроэнергии
Счетчик электроэнергии
Счетчик электроэнергии
Счетчик электроэнергии
Счетчик электроэнергии
УСПД
Устройство синхронизации времени
Источник бесперебойного питания
УСПД
Устройство синхронизации времени
Тип Кол.
2 3
ТОЛ-10-I 4
Т-0,66 6
ТЛМ-1016
ТВЛМ-10 2
ТВК 2
ТШП-0,66 6
TG145N 6
ТПОЛ-10 6
ТОП-0,66 3
НТМИ-10-66 2
НТМИ-10 2
НАМИТ-10-2 2
CPB 123 6
A1805 RALQ-P4GB-DW-4 10
A1802 RALQ-P4GB-DW-4 2
EA05-RAL-B-4 2
ПСЧ-4ТМ.05М.04 2
ПСЧ-4ТМ.05М 1
ПСЧ-4ТМ.05 1
ПСЧ-4ТМ.05.04 3
СИКОН С70 2
УСВ-1 6
APC Smart-UPS 500 RM 2
RTU-325 2
35HVS1
Лист № 11
Всего листов 12
Продолжение таблицы 4
1
Контроллер
GSM Модем
Сервер ОАО «ЛОЭСК»
2 3
СИКОН ТС65 8
Siemens MC35i 1
HP Proliant ML350 G51
Источник бесперебойного питания
Сервер БД ООО «РКС-Энерго»
Информационно-вычислительный комплекс
Коммутатор
Источник бесперебойного питания
Сервер ОАО «Ленэнерго»
Сервер портов RS-232
Коммутатор
Источник бесперебойного питания
GSM модем
Шлюз передачи данных от 2-х портов RS-232/422/485
Модемный блок
Сервер ОАО «ТГК-1»
GSM модем
Источник бесперебойного питания
Факс-модем
Методика поверки
Паспорт-формуляр
APC Smart - UPS 1000 RMXL 3U 1
Intel Xeon 1
«ИКМ-Пирамида» 1
D-Link DES-3128 1
APC Smart-UPS RM 1000 1
HP ProLiant ML370G5 1
Moxa NPort 5610 1
D-Link DES-1008 1
Rittal DK 7857.403 1
Siemens MC35i 1
ADAM-4570 1
Zyxel RS-1612 1
HP Proliant ML350 G5 1
Siemens MC35i 1
APC Smart - UPS 1000 RMXL 3U 1
Zyxel U-336E 2
МП 1687/550-2013 1
ЭССО.411711.АИИС.312 ПФ 1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП 1687/550-2013«ГСИ. Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-
энерго» по ГТП Волховские городские электрические сети. Методика поверки», утвержденному
ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2013 года.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;
-
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;
-
счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 со-
гласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
-
счетчиков электроэнергии Альфа А1800 – по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвер-
жденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
-
счетчиков ЕвроАльфа – по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для
счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0
и 2,0;
-
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, согласованной с
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
-
УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной
ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
-
ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и
учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвер-
жденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
-
УСВ-1 – по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221
00.000МП», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global
Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
-
термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления
1°С
.
Лист № 12
Всего листов 12
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества
электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-
измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго»
по ГТП Волховские городские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики
(метода) измерений № 0126/2013-01.00324-2011 от 29.05.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго»
по ГТП Волховские городские электрические сети
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспече-
ния единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Корпорация «ЭнергоСнабСтройСервис»
Адрес (юридический): 121500, г. Москва, Дорога МКАД 60 км, д.4А, офис 204
Адрес (почтовый): 600021, г. Владимир, ул. Мира, д.4а, офис № 3
Телефон: (4922) 33-81-51, 34-67-26
Факс: (4922) 42-44-93
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,
метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).
117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11
Факс (499) 124-99-96
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств из-
мерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 г.
Заместитель
Руководителя Федерального агент-
ства по техническому регулирова-
нию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____» ____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.