Приложение к свидетельству № 54522
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
trial электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Ивангородские
городские электрические сети
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Ивангородские 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»ипрочимзаинтересованныморганизациямврамках
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 двух 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-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сер-
веры баз данных ОАО «ЛОЭСК» и ООО «РКС-Энерго», устройство синхронизации времени
УСВ-1, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, канало-
образующих 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;
- обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
- диагностикаимониторингфункционирования техническихипрограммныхсредствАИИСКУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
Лист № 2
Всего листов 7
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.
Сервер базы данных ОАО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режи-
ме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной пе-
редачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчики и считывает 30-
минутные профиль мощности, параметры электросети, а также журнал событий. Далее сервер
базы данных ОАО «ЛОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обра-
ботку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод из-
меренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформле-
ние справочных и отчетных документов.
Сервер базы данных ОАО «ЛОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки форми-
руют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные ком-
мерческого учета на сервер базы данных ООО «РКС-энерго». Сервер базы данных ООО «РКС-
энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов баз данных
ОАО «ЛОЭСК» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под
управлением СУБД MS SQL Server). Сервер базы данных ООО «РКС-энерго» при помощи про-
граммного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных до-
кументов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим за-
интересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ опе-
раторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения
единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ-1,
счетчиков, серверов баз данных ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго». УСВ-1 осуществляют
прием сигналов точного времени от GPS-приемника один раз в сутки.
Сравнение показаний часов серверов баз данных ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и
УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов баз данных
ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов
серверов базы данных ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера базы данных ОАО «ЛОЭСК» происхо-
дит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков и сервера базы данных ОАО «ЛОЭСК»
осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера базы данных ОАО
«ЛОЭСК» на величину более чем ±2 с.
Лист № 3
Всего листов 7
Программное обеспечение
Наименование
файла
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
Номер версииЦифровой идентификатор программного Алгоритм вычисленияцифрового
программного обеспечения (контрольная сумма исполняе- идентификатора программного
обеспечениямого кода)обеспечения
12 3 4
CalcClients.dll 3 e55712d0b1b219065d63da949114dae4 MD5
CalcLeakage.dll 3 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f MD5
CalcLosses.dll 3 d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac MD5
Metrology.dll 3 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 MD5
ParseBin.dll 3 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 MD5
ParseIEC.dll 3 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f MD5
ParseModbus.dll 3 c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 MD5
ParsePiramida.dll 3 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f MD5
SynchroNSI.dll 3 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 MD5
VerifyTime.dll 3 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 MD5
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
активная
реактивная
активная
реактивная
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
Состав ИИК
№ ИИК
объекта
Трансформатор тока
Сервер
Вид
электро-
энергии
7
1
Ктт = 400/5
Зав. №
5489;
5050;
5041;
Зав. № 644796;
Госреестр № 831-53
НТМИ-10
кл. т 0,5
2
ская»
Ктт = 400/5
5030;
5036;
5035;
Зав. № 644796;
НТМИ-10
кл. т 0,5
DW-4
Наименование
Трансформатор на- Счётчик электриче-
пряженияской энергии
123456
НТМИ-10
ТЛП-10кл. т 0,5
кл. т 0,5SКтн = 10000/100
А1805RALQ-P4GB-
ГЭС №13 «Нарв- DW-4
ская»кл. т 0,5S/1,0
110/10 кВ, ГРУ-10 Зав. № 01168754
кВ ф.3Госреестр
Госреестр Ктн = 10000/100
№ 31857-06
№ 30709-07 Зав. № 644790; HP Proliant
Госреестр № 831-53 ML350 G5
НТМИ-10Зав. №
ТЛП-10кл. т 0,5
246784-003
кл. т 0,5SКтн = 10000/100
А1805RALQ-P4GB-
ГЭС №13 «Нарв-
Зав. № Госреестр № 831-53
к
л
.
т
0,5S/1,0
110/10 кВ, ГРУ-10Зав. № 01172498
кВ ф.7 Госреестр
ГосреестрКтн = 10000/100
№ 31857-06
№ 30709-07 Зав. № 644790;
Госреестр № 831-53
Лист № 4
Всего листов 7
активная
реактивная
4
HP Proliant
ML350 G5
Зав. №
246784-003
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
123
6
7
ская»
ТЛП-10
кл. т 0,5S
ГЭС №13 «Нарв-
Ктт =600/5
Зав. №
5193;
3
110/10 кВ, ГРУ-10
5131;
кВ ф.9
5195;
Госреестр
№ trial-07
Зав. № 644796;
НТМИ-10
кл. т 0,5
45
НТМИ-10
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
А1805RALQ-P4GB-
DW-4
Зав. №
4515;
233;
ТПОЛ-10
кл. т 0,5
ГЭС №13 «Нарв-
Ктт = 600/5
ская»
110/10 кВ, ГРУ-10
кВ ф.10
204;
Госреестр
№ 1261-02
Зав. № 644796;
НТМИ-10
кл. т 0,5
Госреестр № 831-53
к
л
. т 0,5S/1,0
Зав. № 01168724
Госреестр
Ктн = 10000/100
№ 31857-06
Зав. № 644790;
Госреестр № 831-53
НТМИ-10
кл. т 0,5
Ктн = 10000/100
А1805RALQ-P4GB-
DW-4
Госреестр № 831-53
к
л
. т 0,5S/1,0
Зав. № 01168768
Госреестр
Ктн = 10000/100
№ 31857-06
Зав. № 644790;
Госреестр № 831-53
Номер ИИК
1 – 3
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5S)
Номер ИИК
1 – 3
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
4
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счет-
чик 1,0)
Таблица 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении актив-
cosφ
ной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации , %
I
1(2)
I
изм
< I
5 %
I
5 %
I
изм
< I
20 %
I
20 %
I
изм
< I
100 %
I
100 %
I
изм
I
120 %
1,0±2,4 ±1,7 ±1,6 ±1,6
0,9±2,8±1,9±1,7±1,7
0,8±3,3±2,2±1,9±1,9
0,7±3,9±2,5±2,1±2,1
0,5±5,6±3,4±2,7±2,7
1,0 -±2,2±1,7±1,6
4
0,9-
(ТТ 0,5; ТН 0,5;0,8-
Счетчик 0,5S)
0,7 -
0,5 -
±2,7±1,9±1,7
±3,2±2,1±1,9
±3,8±2,4±2,1
±5,7±3,3±2,7
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реак-
cosφ
тивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации , %
I
1(2)
I
изм
< I
5 %
I
5 %
I
изм
< I
20 %
I
20 %
I
изм
< I
100 %
I
100 %
I
изм
I
120 %
0,9±12,1 ±4,8 ±3,3 ±3,1
0,8±10,1±3,7±2,6±2,6
0,7 ±9,4±3,3±2,4±2,3
0,5 ±8,7±2,9±2,2±2,1
0,9-±7,2±4,0±3,1
0,8-±5,2±3,1±2,6
0,7-±4,3±2,7±2,3
0,5-±3,5±2,3±2,1
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.).
Лист № 5
Всего листов 7
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 № 1 – 3, от 0,05·Iном до 1,2·Iном для
ИИК № 4;
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,
в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
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:
− счетчикиэлектроэнергииАльфаА1800–среднее время наработкинаотказ
не менее 120000 часов;
− УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
− для счетчиков 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 механически-
ми пломбами;
− наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых па-
ролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;
− организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентифи-
кацию 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.
Возможность коррекции времени в:
− счетчиках (функция автоматизирована);
− ИВК (функция автоматизирована).
Лист № 6
Всего листов 7
Глубина хранения информации:
− счетчики электроэнергии Альфа А1800 – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях – не менее 172 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
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Электросчетчик
Контроллер
Устройство синхронизации системного времени
Сервер ОАО «ЛОЭСК»
Источник бесперебойного питания
GSM модем
Сервер БД ООО «РКС-Энерго»
Информационно-вычислительный комплекс
Коммутатор
Источник бесперебойного питания
Методика поверки
Паспорт-формуляр
ТипКол.
ТПОЛ-10 3
ТЛП-10 9
НТМИ-10 2
А1805RALQ-P4GB-DW-4 4
СИКОН ТС65 1
УСВ-12
HP Proliant ML350 G51
APC Smart - UPS 1000 RMXL 3U 1
Siemens MC35i 1
Intel Xeon 1
«ИКМ-Пирамида» 1
D-Link DES-3028 1
APC Smart-UPS RM 1000 1
МП 1788/550-2014 1
ЭССО.411711.АИИС.311 ПФ 1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП 1788/550-2014«ГСИ. Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-
энерго» поГТП Ивангородские городскиеэлектрическиесети. Методикаповерки»,
утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в январе 2014 года.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;
-
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;
-
счетчиков электроэнергии Альфа А1800 – по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвер-
жденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 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» утверждённым 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 № 7
Всего листов 7
Сведения ометодиках (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 Ивангородские городские электрические сети». Свидетельство об аттестации методики
(метода) измерений № 0248/2013-01.00324-2011 от 27.06.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго»
по ГТП Ивангородские 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.
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.«____» ____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.