Приложение к свидетельству № 61985
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
коммерческого
коммунальные
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские
системы» (ГТП Камешково, в части РП-1 с ПС Берково)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Камешково,
в части РП-1 с ПС Берково) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнер-
гии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи
полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплекс (ИИК), включающий в себя
измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные транс-
форматоры напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной
электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по
ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измеритель-
ные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника
типа УСВ-2 (Зав. № 3083), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организа-
ции локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизиро-
ванные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают 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
усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и то-
ка за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения про-
изводится вычисление полной мощности за период. 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 зна-
чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс
RS-485 поступает на входы контроллеров SDM-TC65, откуда по каналу связи стандарта GSM с
помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в ИВК «ИКМ-Пирамида», располо-
женный в центре сбора и обработки информации (далее – ЦСОИ) ОАО «Владимирские комму-
нальные системы». В ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется обработка измерительной ин-
формации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление
Лист № 2
Всего листов 8
отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в орга-
низации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в
ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP
сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1
к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъек-
тов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматри-
вает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК).
АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-2, синхронизирую-
щим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS -
приёмника, входящего в состав УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхро-
низации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не
более 0,35 с. Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает своё системное время с
УСВ-2, корректировка часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от
наличия расхождения. Сличение показаний часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида» произво-
дится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется независимо от
наличия расхождений, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более
0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» отража-
ют: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов
устройств.
Лист № 3
Всего листов 8
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством
защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Значение
Metro-
logy.dll
3.0
Цифровой иденти-
фикатор ПО
MD5
наименование ПО
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные
признаки
Идентификационное
CalcClientCalcLeakaCalc-
s.dll ge.dll Losses.dll
ParseBin.dParseIEC.
ll dll
ParseMod
bus.dll
ParsePira
mida.dll
Synchro-
NSI.dll
Verify-
Time.dll
Номер версии (иден-
тификационный но-
мер) ПО
e55712d0b
1b219065
d63da9491
14dae4
b1959ff70
be1eb17c8
3f7b0f6d4
a132f
d79874d1
0fc2b156a
0fdc27e1c
a480ac
52e28d7b6
08799bb3c
cea41b548
d2c83
6f557f885 48e73a928
b7372613 3d1e66494
28cd77805 521f63d00
bd1ba7b0d9f
c391d6427
1acf4055b
b2a4d3fe1
f8f48
ecf532935
ca1a3fd32
15049af1f
d979f
530d9b01
26f7cdc23
ecd814c4e
b7ca09
1ea5429b2
61fb0e288
4f5b356a1
d1e75
Алгоритмвычисле-
ния цифрового иден-
тификатора ПО
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000»,
внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство
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 электроэнергии, а также для разных временных (та-
рифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков элек-
трической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4.
Состав измерительных каналов
Наименование точки из-
мерений
Вид элек-
троэнергии
1
РП-1, РУ-10 кВ,
яч. ф. 1006 ПС Берково
ТПОЛ-10
1000/5
Кл.т. 0,5
А № 21623
С № 21487
ИКМ-Пирамида
Зав. № 459
активная
реактивная
2
РП-1, РУ-10 кВ,
яч. ф. 1022 ПС Берково
ТПОЛ-10
1000/5
Кл.т. 0,5
А № 21624
С № 21606
ИКМ-Пирамида
Зав. № 459
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер
ИК
1
2
ТТ
3
ИВК
7
8
Кл.т. 0,5
А № 3003602
Кл.т. 0,5
А № 3003639
ТНСчётчикУСПД
4 5 6
ЗНОЛП-10
10000/√3:100/√3
С
ЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0-
B
№
3003657
Зав. № 0803152123
С № 4004518
ЗНОЛП-10
10000/√3:100/√3
С
ЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0-
B
№
3003655
Зав. № 0803151882
С № 3013535
Лист № 5
Всего листов 8
1; 2
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,5S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Номер ИКДиапазон тока
Основная погрешность,
(
±
δ), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
Погрешность в рабочих
условиях, (
±
δ), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
1,2 1,4 2,3 2,1 2,2 2,9
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
1,5 1,7 3,0 2,3 2,4 3,5
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
2,42,95,42,93,45,7
1; 2
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 1,0)
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Номер ИКДиапазон тока
Основная погрешность,
(
±
δ), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
Погрешность в рабочих
условиях, (
±
δ), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
2,7 2,1 1,5 4,4 4,0 3,8
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
3,6 2,6 1,8 5,0 4,3 3,9
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
6,44,42,77,35,64,4
Примечания:
1Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва-
ла, соответствующие вероятности 0,95.
3Нормальные условия эксплуатации:
-параметры сети: диапазон напряжения (0,99 – 1,01) Uн; диапазон силы тока
(0,05 – 1,2) Iн, частота (50
±
0,15) Гц; коэффициент мощности cos
j
= 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
-температура окружающей среды:
-ТТ и ТН от минус 45 до плюс 40 °С;
-счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;
-ИВК от плюс 10 до плюс 25 °С;
-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4Рабочие условия эксплуатации:
-для ТТ и ТН:
-параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн
1
; диапазон
силы первичного тока (0,05 – 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота (50
±
0,4) Гц;
-температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.
-для счетчиков электроэнергии:
-параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока (0,02 – 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота (50
±
0,4) Гц;
-температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °C;
-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
Лист № 6
Всего листов 8
5Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,5; 0,8; 0,9 инд и температу-
ры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до
плюс 35 °С.
6Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ, ИВК
«ИКМ-Пирамида» на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками
не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собст-
венником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС
КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-электросчётчик СЭТ-4ТM.03М.01 – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- ИВК«ИКМ-Пирамида» –среднее времянаработкина отказне менее
Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе-
ребойного питания;
-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной
почты и коммутируемого канала.
В журналах событий фиксируются факты:
-журнал счётчика:
-параметрирования;
-пропадания напряжения;
-коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-электросчётчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-ИВК «ИКМ-Пирамида»;
-защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
-электросчетчика;
-ИВК «ИКМ-Пирамида».
Возможность коррекции времени в:
-электросчетчиках (функция автоматизирована);
-ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-о результатах измерений (функция автоматизирована);
-о состоянии средств измерений.
Цикличность:
-измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
113 trial; при отключении питания - не менее 10 лет;
-ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств
измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Лист № 7
Всего листов 8
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-
ную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Камешково, в части РП-1 с ПС Берково)
типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплек-
тующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
36697-12
2
29484-05
1
№ Госреестра
47958-11
46738-11
Количество, шт.
4
6
СЭТ-4ТМ.03М.01
41681-10
1
ИКМ-Пирамида
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
Трансформаторы токаТПОЛ-10
Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-10
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройства синхронизации времениУСВ-2
Комплексы информационно-
вычислительные
Методика поверки-
ФормулярВЛСТ 873.04.000 ФО
-
-
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 63661-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские ком-
мунальные системы» (ГТП Камешково, в части РП-1 с ПС Берково). Измерительные каналы.
Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2016 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 от-
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе-
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
-счетчиков СЭТ-4ТM.03М.01 – в соответствии с документом «Счетчики электри-
ческой энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по экс-
плуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденным руководителем
ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
-УСВ-2 – в соответствии с документом ВЛСТ.237.00.001 И1 «Устройство синхрони-
зации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
-ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информацион-
но-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным
ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
-радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-
темы 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;
Лист № 8
Всего листов 8
-термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от
минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от
10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и
(или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электри-
ческойэнергии(мощности)сиспользованиемавтоматизированнойинформационно-
измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «Владимирские
коммунальные системы» (ГТП Камешково, в части РП-1 с ПС Берково) для оптового рынка
электрической энергии, аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об
аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Камешково, в части РП-1 с ПС
Берково)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения.
Изготовитель
ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИРМА
«СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ» (ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»)
ИНН 3327304235
Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8, а/я 14
Тел.: (4922) 33-67-66, 33-79-60, 33-93-68, 34-78-23, 34-78-24
Факс: (4922) 42-45-02
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
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 измере-
ний в целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.