Приложение к свидетельству № 70425
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Рузхиммаш»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Рузхиммаш» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора,
обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации
заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и
счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места
энергосбытовой организации (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для
организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485
поступает на соответствующий GSM-модем, далее по каналам связи стандарта GSM
посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, где
осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической
энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и
хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного
канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному
по технологии CSD стандарта GSM.
От сервера информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на АРМ
энергосбытовой организации по каналу связи сети Internet.
Лист № 2
Всего листов 10
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с
электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал
АО «СО ЕЭС» Мордовское РДУ, и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу
связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с
приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния
средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к
Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов
оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены
с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в
себя часы счетчиков и часы сервера. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы
времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу
точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени
NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного
первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени
NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс.
Сличение часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную
сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным
стандартомсетевоговзаимодействия.Контрольпоказанийвременичасовсервера
осуществляется каждую секунду, коррекция часов сервера производится при расхождении с
часами NTP-сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика с сервером осуществляется во время сеанса связи
со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при
расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с. Передача информации от
счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют
0,2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени
с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени,
на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии
не ниже 8.0. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в
соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодированиеданных,обеспечиваемоепрограммнымисредствамиПК«Энергосфера».
Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень защиты программного
обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии
с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 8.0
Цифровой идентификатор ПО
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB
7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Лист № 3
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Реактив-
ная
2,1
5,5
мер
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Измерительные компоненты
Но-
Наименование
ИК
точки измеренийТТТНСчетчик
Вид
электри-
ческой
энергии
Метрологические характеристики ИК
Границы допус- Границы допускаемой
Сервер каемой основнойотносительной по-
относительной по- грешности в рабочих
грешности, (±δ) % условиях, (±δ) %
6789
Кл.т. 0,5SКл т. 0,5
600/510000/√3/100/√3
Меркурий 234
РП-10кВ, 2сART-00 P
Рег. № 48266-11
ная
Активная
1,33,3
Реактив-
2,55,6
2
Кл.т. 0,5S
600/5
Фазы А, В, С
Кл.т. 0,5
10000/100
Фазы: АВС
ег. № 48266-1
ная
Активная
1,33,3
Реактив-
2,55,6
10кВ, яч.15
Кл.т. 0,5S
Фазы А, В, С
Кл.т. 0,5
Фазы А, В, С
Кл.т. 0,5S/1,0
2,5
5,6
вв.0,4кВ
-0,66 М У
1000/5
Фазы А, В, С
ART-03 P
ег. № 48266-1
Активная
1,03,3
5
――
12345
ТОЛ-10 ЗНОЛП-10
1
Ц
10кВ, яч.17
ш
Рег. № 47959-16 Рег. №
.
46738-11
Кл.т. 0,5S/1,0
Фазы: А, В, СФазы: А, В, С
ТОЛ-10НАМИ-10-95
Меркурий 234
ЦРП-10кВ, 1сш ART-00 P
10кВ, яч.18
Рег. №
:
47959-16 Рег. № 60002-15
Р
Кл.т. 0,5S/1,0
1
ТОЛ-10ЗНОЛП-10
Меркурий 234
3
ЦРП-10кВ, 2сш
600/510000/√3/100/√3
ART-00 P
Рег. №
:
47959-16 Рег. №
:
46738-11
Рег. № 48266-11
ТП-7 10/0,4кВ,
Т
Кл.т. 0,5S
3
Меркурий 234
4РУ-0,4кВ,
Рег. №
:
52667-13
―
Р
Кл.т. 0,5S/1,0
1
ЩУ-0,4кВ,Меркурий 234
аб. «Т2 Мобайл» ART-02 P
(на последнейКл.т. 1,0/2,0
опоре) Рег. № 48266-11
HP 280
Активная
1,33,3
G2
Реактив-
ная
ная
Активная
1,13,3
Реактив-
2,26,2
Лист № 4
Всего листов 10
Меркурий 234
ART-03 P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Активная
Реактив-
ная
Меркурий 234
ART-03 P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Активная
Реактив-
ная
Меркурий 234
ART-03 P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Меркурий 234
ART-03 P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Активная
Реактив-
ная
Меркурий 234
ART-03 P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Активная
Реактив-
ная
Меркурий 234
ART-03 P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
5
67
89
1,03,3
2,15,5
1,03,3
2,15,5
1,03,3
2,15,5
1,03,3
2,15,5
Активная
HP 280
G2Реактив-
ная
1,03,3
2,15,5
Продолжение таблицы 2
1234
Т-0,66 М У3
ТП-26 10/0,4кВ,Кл.т. 0,5S
6РУ-0,4кВ,1000/5―
ввод Т-1 Рег. № trial-13
Фазы: А, В, С
Т-0,66 М У3
ТП-26 10/0,4кВ,Кл.т. 0,5S
7РУ-0,4кВ,1000/5―
ввод Т-2 Рег. № 52667-13
Фазы: А, В, С
Т-0,66 М У3
ТП-27 10/0,4кВ,Кл.т. 0,5S
8РУ-0,4кВ,1000/5―
ввод Т-1 Рег. № 52667-13
Фазы: А, В, С
Т-0,66 М У3
ТП-29 10/0,4кВ,Кл.т. 0,5S
9РУ-0,4кВ,1000/5―
ввод Т-1 Рег. № 52667-13
Фазы: А, В, С
Т-0,66 М У3
ТП-30А 10/0,4кВ,Кл.т. 0,5S
10РУ-0,4кВ,2000/5―
ввод Т-1 Рег. № 52667-13
Фазы: А, В, С
Т-0,66
ТП-30 10/0,4кВ,Кл.т. 0,5S
11РУ-0,4кВ,600/5―
ввод Т-1 Рег. № 52667-13
Фазы: А, В, С
Активная
HP 280
G2Реактив-
ная
1,03,3
2,15,5
Лист № 5
Всего листов 10
―
Меркурий 234
ART-03 P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Активная
Реактив-
ная
―
―
Меркурий 234
ART-03 P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Активная
Реактив-
ная
―
Меркурий 234
ART-03 P
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Активная
Реактив-
ная
―
ПСЧ-4ТМ.05МК.10
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 46634-11
Активная
Реактив-
ная
―
ПСЧ-4ТМ.05МК.10
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 46634-11
4
5
67
89
Продолжение таблицы 2
123
Т-0,66 М У3
ТП-31 10/0,4кВ,Кл.т. 0,5S
12РУ-0,4кВ,1000/5
ввод Т-1 Рег. № 52667-13
Фазы: А, В, С
1,03,3
2,15,5
ЩУ-0,4кВ,
аб. «Ростелеком»
13―
Меркурий 234
ART-02 P
Кл.т. 1,0/2,0
Рег. № 48266-11
Активная
Реактив-
ная
1,13,2
2,25,9
1,03,3
2,15,5
1,03,3
2,15,5
г. Саранск,
Кл.т. 0,5
Фазы А, В, С
1,03,2
2,15,5
г. Саранск,
Кл.т. 0,5
ТТИ-А
ВРУ-0,4кВКл.т. 0,5S
14«Общежитие»,300/5
ввод 1Рег. № 28139-12
Фазы: А, В, С
ТТИ-А
ВРУ-0,4кВКл.т. 0,5S
15«Общежитие»,300/5
ввод 2Рег. № 28139-12
Фазы: А, В, С
РУ-0,4 кВ, ТП-2,
ТШ-0,66
16
Т-1 (основной)
1500/5
Лодыгина, 11
Рег. №
:
22657-12
РУ-0,4 кВ, ТП-2,
ТШЛ-0,66У3
17
Т-2 (резервный)
5000/5
Лодыгина, 11
Рег. № 3422-73
Фазы: А, В, С
Активная
HP 280
G2Реактив-
ная
1,03,2
2,15,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Лист № 6
Всего листов 10
Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 5, 13, 16, 17 указана для тока 5 % от I
ном
, для остальных ИК - для тока 2 % от I
ном
;
cos
= 0,8инд.
4ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.21-2012 и ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по
ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ Р 52425-2005.
5Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологических характеристик. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового
идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим
описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 7
Всего листов 10
от 95 до 105
от 90 до 110
от 5 до 120
от 1 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
220000
2
165000
2
170
10
113
10
Значение
17
от 5 до 120
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25
от 0 до +40
от +15 до +35
от +15 до +20
100000
1
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 5, 13, 16, 17
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 5, 13, 16, 17
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
для ИК № 5
для остальных ИК
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа Меркурий 234:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации:
для счетчиков Меркурий 234:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защитаоткратковременныхсбоевпитаниясервераспомощьюисточника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаватьсяворганизации-участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
Лист № 8
Всего листов 10
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
2
ТОЛ-10
Т-0,66 М У3
Т-0,66
Количество,
шт./экз.
3
9
21
3
ТТИ-А
6
1
Трансформаторы тока опорные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока измерительные на номинальное
напряжение 0,66 кВ
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения заземляемые
ТШ-0,66
ТШЛ-0,66У3
ЗНОЛП-10
3
3
6
Лист № 9
Всего листов 10
23
НАМИ-10-951
Меркурий 23415
Продолжение таблицы 4
1
Трансформаторы напряжения антирезонансные
трехфазные
Счетчики электрической энергии статические
трехфазные
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Сервер
Методика поверки
Паспорт-формуляр
ПСЧ-4ТМ.05МК 2
HP 280 G2 1
МП ЭПР-079-2018 1
ЭНСТ.411711.161.ФО1
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-079-2018 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Рузхиммаш». Методика
поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 07.05.2018 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика
выполнения измерений без отключения цепей;
по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.
Методика выполнения измерений без отключения цепей;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы GlobalPositioningSystem(GPS)(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 46656-11);
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 5738-76);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
приборЭнерготестерПКЭ-А(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ АО «Рузхиммаш», свидетельство об аттестации № 095/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
АО «Рузхиммаш»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Лист № 10
Всего листов 10
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы»)
ИНН 3328498209
Адрес: 600028, г. Владимир, ул. Сурикова, д. 10 «А», помещение 10
Телефон (факс): (4922) 60-23-22
Web-сайт: ensys.su
E-mail: post@ensys.su
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха,
ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.