Приложение к свидетельству № 63742
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 16
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (3 очередь)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (3 очередь) (далее по тексту – АИИС
КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и
передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного
регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную измерительную системусцентрализованным управлением,
распределенной функцией измерения и состоит из 19 измерительных каналов (далее - ИК).
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в
себяизмерительныетрансформаторынапряжения(далее-ТН),измерительные
трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной
электрической энергии (далее по тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс регионального Центра
энергоучета (далее - ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327
(далее – УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их
на уровень ИВК;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя
ЦентрсбораданныхОАО«РЖД»набазеПО«ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА»,сервер
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», УССВ-
16HVS, УССВ-35HVS, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации
локальнойвычислительнойсетии разграниченияправдоступакинформации,
автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы
счетчика электроэнергии. 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
коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений
электроэнергии (W, кВт∙ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической
энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и
хранение поступающей информации.
Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи,
данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных
документов.Передачаинформацииобэнергопотреблениинасервер
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Дальнейшая передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ОАО «АТС»
за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», а также в ОАО «СО ЕЭС» и
Лист № 2
Всего листов 16
другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (далее – ОРЭМ) осу-
ществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с регламентами
ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нор-
мированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию
времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. СОЕВ
создана на основе приемников сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы
позиционирования (GPS) УССВ-16HVS, УССВ – 35HVS (далее – УССВ). В состав СОЕВ входят
часы УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ-16HVS проис-
ходит при каждом сеансе связи сервер – УССВ. Синхронизация осуществляется при расхожде-
нии показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и УССВ-35HVS происхо-
дит при каждом сеансе связи сервер – УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении
показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при
каждом сеансе связи УСПД – сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показа-
ний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи
счетчик – УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину бо-
лее чем ±2 с.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА» в состав
которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 2.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных,
отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде,
взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации
паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование ПО ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 2.0.0.2
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)17e63d59939159ef304b8ff63121df60
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Лист № 3
Всего листов 16
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
Значение
2
АльфаЦЕНТР
не ниже 12.01
Идентификационные данные (признаки)
1
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (MD 5,
ac_metrology.dll )
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)
ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА
не ниже 2.0.0.2
17e63d59939159ef304b8ff63121df60
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, 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 16
Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Обозначение, тип
Заводской
номер
ИВКЭ
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Вид энергии
Основная
погрешность,
± %
Погрешност
ь в рабочих
условиях,
± %
ТТ
ТН
0941110000001
1
EA05RAL-P4B-3
1085463
1 000
Активная
Реактивная
0,8
1,3
2,6
4,0
ТТ
ТН
0941110000001
2
EA05RAL-P4B-3
1036601
RTU-327
Зав. №
000890
Рег. №
19495-03
1 000
Активная
Реактивная
0,8
1,3
2,6
4,0
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
Метрологические
характеристики
Наиме
но-
вание
объект
а учета
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
1
2
6
78
9
10
5
2175110000005
-
2175110000003
4
АТЛК-10
В -
СТЛК-10
А
ВНАМИТ-10-2
С
ПС 110 кВ Подгорное-
тяговая (110/35/27,5/10
Счет-
чик
2175110000006
-
2175110000004
3
Кт = 0,2S
Ктт = 50/5
№ 42683-09
Кт = 0,2
Ктн = 10000/100
№ 16687-07
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Кт = 0,2S
Ктт = 50/5
№ 42683-09
Кт = 0,2
Ктн = 10000/100
№ 16687-07
АТЛК-10
В -
СТЛК-10
А
ВНАМИТ-10-2
С
ПС 110 кВ Подгорное-
тяговая (110/35/27,5/10
кВ), КРУ-10 кВ, 1сш, ф.1кВ), КРУ-10 кВ, 1сш, ф.4
Счет-
чик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Лист № 5
Trial листов 16
EA02RALX-P3B-4
01154827
110 000
596
EA02RALX-P3B-4
01154852
RTU-327
Зав. №
000890
Рег. №
19495-03
110 000
6
78910
ТТ
4
АТБМО-110 УХЛ1
ВТБМО-110 УХЛ1
СТБМО-110 УХЛ1
А НАМИ-110 УХЛ1
5
3836
3818
3837
824
ТН
В НАМИ-110 УХЛ1
С НАМИ-110 УХЛ1
559
528
3
ПС 110 кВ Половцево-
тяговая (110/27,5/10 кВ),
ввод 110 кВ Т-1
Счет-
чик
Активная0,52,0
Реактивная1,12,1
ТТ
А ТБМО-110 УХЛ1
В ТБМО-110 УХЛ1
С ТБМО-110 УХЛ1
А НАМИ-110 УХЛ1
В НАМИ-110 УХЛ1
3846
3840
3829
840
2153
ТН
СНАМИ-110 УХЛ1
4
ПС 110 кВ Половцево-
тяговая (110/27,5/10 кВ),
ввод 110 кВ Т-2
Счет-
чик
Продолжение таблицы 3
123
Кт = 0,2S
Ктт = 100/1
№ 23256-05
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
№ 24218-08
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 16666-97
Кт = 0,2S
Ктт = 100/1
№ 23256-05
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
№ 24218-08
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 16666-97
Активная0,52,0
Реактивная1,12,1
Лист № 6
Всего листов 16
ТТ
Кт = 0,2S
Ктт = 200/1
№ 23256-05
Счетчик
RTU-327
Зав. №
000890
Рег. №
19495-03
220 000
Продолжение таблицы 3
123
45678910
АТБМО-110 УХЛ12097
ВТБМО-110 УХЛ12006
СТБМО-110 УХЛ12096
АНАМИ-110 УХЛ11607
ВНАМИ-110 УХЛ11593
ТН
СНАМИ-110 УХЛ11620
Кт = 0,5
Ктн =
5
110000:√3/100:√3
№ 24218-08
ПС 110 кВ Колено-тяговая (110/35/27,5/10 кВ),
ОРУ-110 кВ, 1С-110, ВЛ 110 кВ Колено-тяговая –
НС-7 с отпайкой на ПС Большевик (ВЛ 110 кВ
Колено - НС-7) (ВЛ 110кВ Ново-Николаевская)
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1EA02RALX-P3B-401136066
№ 16666-97
Активная0,82,2
Реактивная1,52,2
Лист № 7
Всего листов 16
EA05RL-P2B-3
01085454
55 000
ТТ
Кт = 0,5
Ктт = 200/5
№ 19720-06
ТН
Кт = 0,5
Ктн = 27500/100
№ 912-07
7
EA05RAL-B-4
01100217
RTU-327
Зав. №
000890
Рег. №
19495-03
11 000
6
78910
ТТ
ТН
4
АТОЛ-35
ВТОЛ-35
С -
АЗНОМ-35-65
ВЗНОМ-35-65
С -
5
219
251
-
1503601
1503873
-
ПС 110 кВ Райновская-
тяговая (110/35/27,5/10
кВ), РУ-27,5 кВ, 1сш, ф.
"ПГ"
Счет-
чик
Продолжение таблицы 3
123
Кт = 0,5
Ктт = 1000/5
№ 21256-07
Кт = 0,5
6Ктн = 27500/100
№ 912-07
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
А ТВ-35
В ТВ-35
С-
8298А
8298B
-
АЗНОМ-35-65
ВЗНОМ-35-65
С -
1208851
122121
-
ПС 110 кВ Лиски-тяговая
(ПС 110 кВ Блочный завод-
тяговая) (110/35/27,5/10/6 кВ),
РУ-27,5 кВ, 2сш, ф. "ПГ"
Счет-
чик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
Лист № 8
Всего листов 16
НАМИ-10-95
УХЛ2
1217
EA05RL-B-3
1046770
3 000
НАМИ-10-95
УХЛ2
1205
EA05RL-B-3
1045980
1 500
НАМИ-10-95
УХЛ2
2688
EA05RL-B-3
1050050
RTU-327
Зав. №
1230,
1531,
1519,
1537
Рег. №
19495-03
6 000
6
78910
ТТ
4
ТПОЛ 10
-
ТПОЛ 10
5
3030
-
2901
ТН
ПС Бахаревка тяговая
10 кВ РУ-10 кВ
Ф-3 10 кВ
Счет-
чик
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
ТТ
ТПОЛ 10
-
ТПОЛ 10
2744
-
2745
ТН
9
ПС Бизяр (Кукуштан)
тяговая 110/10 кВ
РУ-10 кВ Ф-10 10 кВ
Счет-
чик
Продолжение таблицы 3
123
Кт = 0,5 А
Ктт = 150/5 В
№ 1261-02
С
Кт = 0,5 А
8 Ктн = 10000/100
В
№ 20186-05
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Кт = 0,5 А
Ктт = 75/5 В
№ 1261-02
С
Кт = 0,5 А
Ктн = 10000/100 В
№ 20186-05
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
ТТ
ТПЛ-10-М
-
ТПЛ-10-М
5549
-
5547
ТН
ПС Блочная тяговая
110/10/6 кВ РУ-10 кВ
Ф-5 РП-3 10 кВ
Счет-
чик
Кт = 0,5 А
Ктт = 300/5 В
№ 22192-03
С
Кт = 0,5 А
10
Ктн = 10000/100 В
№ 20186-05
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
Лист № 9
Всего листов 16
НАМИ-10-95
УХЛ2
1427
EA05RL-B-3
1117727
1 800
НАМИ-10-95
УХЛ2
1818
EA05RL-B-3
1105492
2 400
НАМИ-10-95
УХЛ2
1818
EA05RL-B-3
1105518
RTU-327
Зав. №
1230,
1531,
1519,
1537
Рег. №
19495-03
2 400
6
78910
ТТ
4
ТПЛ-10
-
ТПЛ-10
5
22
-
174
ТН
ПС Койва тяговая
110/6 кВ РУ-6 кВ
Ф-1 «МЛП»
Счет-
чик
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
ТТ
ТПЛ-10
-
ТПЛ-10
2239
-
2620
ТН
12
ПС Кутамыш тяговая
110/35/6 кВ РУ-6 кВ
Ф-5 В.Городки ц.2
Счет-
чик
Продолжение таблицы 3
123
Кт = 0,5 А
Ктт = 150/5 В
№ 1276-59
С
Кт = 0,5 А
11 Ктн = 6000/100
В
№ 20186-05
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Кт = 0,5 А
Ктт = 200/5 В
№ 1276-59
С
Кт = 0,5 А
Ктн = 6000/100 В
№ 20186-05
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
ТТ
ТПЛ-10
-
ТПЛ-10
912
-
2224
ТН
ПС Кутамыш тяговая
110/35/6 кВ РУ-6 кВ
Ф-7 В.Городки ц.1
Счет-
чик
Кт = 0,5 А
Ктт = 200/5 В
№ 1276-59
С
Кт = 0,5 А
13
Ктн = 6000/100 В
№ 20186-05
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
Лист № 10
Всего листов 16
НАМИ-10-95
УХЛ2
1818
EA05RL-B-3
1105535
1 200
EA05RL-B-4
1046388
21 000
НАМИ-10-95
УХЛ2
1192
A1802RALXQ-
P4GB-DW-4
1221470
RTU-327
Зав. №
1230,
1531,
1519,
1537
Рег. №
19495-03
1 800
6
78910
ТТ
4
ТПЛ-10
-
ТПЛ-10
5
5161
-
5246
ТН
А
В
С
А
В
С
ПС Кутамыш тяговая
110/35/6 кВ РУ-6 кВ
Ф-9 Лесоучасток
Счет-
чик
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
ТТ
Продолжение таблицы 3
123
Кт = 0,5
Ктт = 100/5
№ 1276-59
Кт = 0,5
14Ктн = 6000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Кт = 0,5S
Ктт = 300/5
№ 26419-08
А
В
С
ТФЗМ 35Б-I У1
-
ТФЗМ 35Б-I У1
59702
-
59703
ТН
А
В
С
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
1392838
1222496
1321548
Кт = 0,5
Ктн =
1535000/√3/100/√3
№ 912-07
ПС Оверята тяговая
110/35/10/6 кВ ОРУ-35 кВ
Ф-Северокамск 35 кВ
Счет-
чик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Активная1,25,1
Реактивная2,54,4
ТТ
ТПОЛ 10
ТПОЛ 10
ТПОЛ 10
22
33
35
ТН
ПС Теплая Гора тяговая
110/6 кВ РУ-6 кВ
Ф-7 Жил.поселок-1
Счет-
чик
Кт = 0,5 А
Ктт = 150/5 В
№ 1261-02
С
Кт = 0,5 А
16
Ктн = 6000/100 В
№ 20186-05
С
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
Активная1,25,1
Реактивная2,54,4
Лист № 11
Всего листов 16
1130
EA05RAL-B-3
1168511
RTU-327
Зав. №
1230,
1531,
1519,
1537
Рег. №
19495-03
4 000
1032
EA05RL-P1B-3
01137502
3 000
1153
A1805RL-P4G-DW-4
01287630
RTU-327
Зав. №
000529
Рег. №
41907-09
2 000
6
78910
ТТ
5
6508
-
6501
В
ТН
4
АТЛО-10
В -
СТЛО-10
А
НАМИ-10-95
С
УХЛ2
110/10 кВ РУ-10 кВ
Счет-
чик
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
ТТ
9852
-
9858
В
ТН
АТЛО-10
В -
СТЛО-10
А
НАМИ-10-95
С
УХЛ2
ПС Казаяк-тяговая
ПС Чайковская тяговая
110/35/10 кВ, фидер №5
Ф-3 ЖДП
Счет-
чик
Активная1,25,7
Реактивная2,53,5
ТТ
00301
-
00303
В
ТН
АТПК-10
В -
СТПК-10
А
НАМИ-10-95
С
УХЛ2
ПС Кудеевка-тяговая
110/35/10 кВ,
фидер №4-10 кВ
Счет-
чик
Продолжение таблицы 3
123
Кт = 0,5
Ктт = 200/5
№ 25433-06
Кт = 0,5
17Ктн = 10000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Кт = 0,5
Ктт = 150/5
№ 25433-06
Кт = 0,5
18
Ктн = 10000/100
№ 20186-05
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 16666-97
Кт = 0,5
Ктт = 100/5
№ 22944-07
Кт = 0,5
19
Ктн = 10000/100
№ 20186-00
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-11
Активная1,25,7
Реактивная2,54,3
Лист № 12
Всего листов 16
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности
(30 минут).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
− параметры сети: напряжение от 0,99·U
н
до 1,01·U
н
; ток от 1,0·I
н
до 1,2·I
н
; cos
j
= 0,87
инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
энергии
энергии
− температура окружающей среды: (23±2) °С для счетчиков активной
ГОСТР52323-05,ГОСТ30206-94идлясчетчиковреактивной
ГОСТ Р 52425-05; (20±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ 26035-83.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
для ТТ и ТН:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9·U
н1
до 1,1·U
н1
; диапазон силы
первичного тока от 0,01(0,05)·I
н1
до 1,2·I
н1
; коэффициент мощности cosφ (sinφ) от 0,5 до
1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 40 °С;
− относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;
− атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
для счетчиков электрической энергии:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9·U
н2
до 1,1·U
н2
; диапазон силы
вторичного тока от 0,01·I
н2
до 1,2· I
н2
; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) от
0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
− магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха для счетчиков от -40°С до +65°С;
− относительная влажность воздуха для счетчиков не более 95 % при 30°С;
− атмосферное давление для счетчиков от 60,0 до 106,7 кПа;
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
− температура окружающего воздуха от 10 до 25°С;
− относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;
− атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа;
− напряжение питающей сети 0,9·U
ном
до 1,1·U
ном
;
− сила тока от 0,01(0,05)·I
ном
до 1,2·I
ном
.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % Iном cos
j
= 0,5 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс
35 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками, приведенными в таблице 3.
Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется
актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим
описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр
средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
− счётчик ЕвроАЛЬФА – среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
− счётчик Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, сред-
нее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
− УСПД RTU-327 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 1 ч;
Лист № 13
Всего листов 16
− УССВ-16HVS – среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
− УССВ-35HVS – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
− ИВК «АльфаЦЕНТР» – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Надежность системных решений:
− защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД RTU-327 с помощью
источника бесперебойного питания;
− резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
− журнал счётчика:
− параметрирования;
− пропадания напряжения;
− коррекции времени в счетчике;
− журнал УСПД:
− параметрирования;
− пропадания напряжения;
− коррекции времени в счетчике и УСПД;
− пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
− механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
− электросчётчика;
− промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
− испытательной коробки;
− УСПД;
− защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
− счетчика электрической энергии;
− УСПД;
Возможность коррекции времени в:
− счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
− УСПД (функция автоматизирована);
− сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
− о состоянии средств 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 45 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
− УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45
суток; сохранение информации при отключении питания – не менее 5 лет;
− сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5
лет (функция автоматизирована).
Лист № 14
Всего листов 16
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации
насистемуавтоматизированнуюинформационно-измерительнуюкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (3 очередь) 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 4.
ТПЛ-10
1276-59
8
НАМИ-110 УХЛ1
24218-08
9
НАМИ-10-95 УХЛ2
20186-00
1
ЕвроАЛЬФА
16666-97
17
Альфа А1800
31857-06
1
Альфа А1800
31857-11
1
—
—
1
Тит компонента
ТБМО-110 УХЛ1
ТОЛ-35
ТВ-35
ТЛК-10
ТПОЛ 10
ТПЛ-10-М
Рег. № СИ
23256-05
21256-07
19720-06
42683-09
1261-02
22192-03
Количество
9
2
2
4
7
2
ТФЗМ 35Б-I У1
ТЛО-10
ТПК-10
26419-08
25433-06
22944-07
2
4
2
ЗНОМ-35-65
НАМИТ-10-2
НАМИ-10-95 УХЛ2
912-07
16687-07
20186-05
7
2
8
RTU-327
RTU-327
—
—
19495-03
41907-09
—
—
5
1
1
1
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока проходные с
литой изоляцией
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
антирезонансные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
антирезонансные трехфазные
Счетчики электроэнергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
трехфазные многофункциональные
Счетчики электрической энергии
трехфазные многофункциональные
Устройства сбора и передачи данных
Устройства сбора и передачи данных
Методика поверки МП 206.1-031-2016
Формуляр 13526821.4611.063.ЭД.ФО
Технорабочий проект
13526821.4611.063.Т1.01 П4
Лист № 15
Всего листов 16
Поверка
осуществляетсяподокументуМП206.1-031-2016«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (3 очередь). Методика поверки», утвержденному 11 августа 2016 г.
Основные средства поверки:
− длятрансформаторовтока–всоответствиисГОСТ8.217-2003«ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
− для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы 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 отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
− счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА (Рег. № СИ № 16666-97) – по
методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801;
− счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (Рег. № СИ № 31857-06) – в
соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ
им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
− счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (Рег. № СИ № 31857-11) – в
соответствиисдокументами«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазные
многофункциональныеАльфа А1800.Методикаповерки ДЯИМ.411152.018МП»,
утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и «Счетчики электрической энергии
трехфазные многофункциональные АльфаА1800.Дополнениекметодике поверки
ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным в 2012 г.;
− УСПД RTU-327 (Рег. № СИ № 19495-03) – по документу «Комплексы аппаратно-
программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика
поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 г.;
− УСПД RTU-327 (Рег. № СИ № 41907-09) – по документу ДЯИМ.466215.007 МП
«Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 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 счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
− 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 поверки.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе 13526821.4611.063.Т1.01 П4 «Технорабочий
проект системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (3 очередь)».
Лист № 16
Всего листов 16
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (3 очередь)
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.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)
ИНН 7706284124
105066, г. Москва, ул. Ольховская, д. 27, стр. 3
Телефон/ факс: (495) 926-99-00/(495) 280-04-50
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон/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 метрологииС.С. Голубев
М.п.«____» ____________2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.