Untitled document

Приложение № 21

к сведениям о типах средств

измерений, прилагаемым

к приказу Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «20» ноября 2020 г. № 1866

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения

потребителей (10 очередь)

Назначение средства измерений

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей

(10 очередь) (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной

электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного

времени Российской Федерации UTC(SU), а также для автоматизированного сбора, обработки,

хранения,формированияотчетныхдокументовипередачиполученнойинформации

заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной

функцией измерения.

АИИС КУЭ (ИК №№ 1-20) состоит из двух уровней:

1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя

измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН),

многофункциональные 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 ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР» и

ПО «Энергия АЛЬФА 2», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в

распределенной среде виртуализации VMware VSpere, устройства синхронизации системного

времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации

локальнойвычислительнойсетииразграниченияправдоступакинформации,

автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы

счетчиков электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в

микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной,

реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 минут. Счетчики электрической энергии сохраняют в

регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК №№ 1-20) по каналу связи стандарта GSM

поступает на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где осуществляется обработка, хранение

поступающей информации и оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации -

не реже одного раза в сутки.

АИИС КУЭ (ИК №№ 21 -30) состоит из трёх уровней:

1-й уровень – ИИК, включающий в себя ТТ, ТН, счетчики, вторичные измерительные

цепи и технические средства приема-передачи данных;

2

2-й уровень – ИВКЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД),

каналообразующую аппаратуру;

3-й уровень – ИВК, включающий в себя сервер баз данных (БД) ПАО «Ленэнерго» на базе

ПО «Пирамида-Сети», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и

ПО «Энергия АЛЬФА 2», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в

распределенной среде виртуализации VMware VSphere, УССВ, каналообразующую аппаратуру,

технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав

доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы

счетчиков электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в

микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной,

реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 минут. Счетчики электрической энергии сохраняют в

регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).

Цифровой сигнал с выходов счётчиков (ИК №№ 21 -30) при помощи технических средств

приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется формирование и

хранение информации.

Далее информация из УСПД по каналу связи стандарта GSM поступает на сервер БД

ПАО «Ленэнерго», где происходит оформление отчетных документов.

Передача информации об энергопотреблении от сервера БД ПАО «Ленэнерго» на сервер

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится по сети Internet в формате XML-макетов. Цикличность

сбора информации - не реже одного раза в сутки.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации)

происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям

оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и розничного рынка электроэнергии и

мощности, подписанных электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», в виде

макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040 80050, а также в иных согласованных

форматахвсоответствиисрегламентамиОРЭМ,осуществляетсясервером

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» по сети Internet через интернет-провайдера по коммутируемым

телефонным линиям или сотовой связи.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает обмен (сбор/передачу) данных по

электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных

субъектов ОРЭМ, а также прочих участников оптового и розничного рынков электроэнергии,

включая инфраструктурные организации. Обмен происходит в виде макетов XML формата 50080,

51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с

регламентами ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая

охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени,

имеетнормированныеметрологическиехарактеристикииобеспечиваетавтоматическую

синхронизацию времени с погрешностью, не более указанной в таблице 4. СОЕВ включает в себя

серверы точного времени Метроном-50М (основной и резервный), устройство синхронизации

времени УСВ-2, часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», сервера БД ПАО «Ленэнерго», УСПД и

счётчиков. Серверы точного времени Метроном-50М и устройство синхронизации времени УСВ-2

осуществляют прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой

ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов со шкалой

координированного времени Российской Федерации UTC(SU).

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащен серверами точного времени Метроном-50М

(основной и резервный). Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1

раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении

уставкикоррекциивремени(величинырасхождениявремени,корректируемогои

корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера настраивается с учетом

3

обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с

(параметр программируемый).

Сервер БД ПАО «Ленэнерго» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-2.

Периодичность сравнения показаний часов осуществляется 1 раз в час. Корректировка времени

компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка

коррекции времени сервера БД настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности

СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).

УСПД синхронизируются от сервера БД ПАО «Ленэнерго». Периодичность сравнения

показаний часов осуществляется один раз в 30 минут. Корректировка времени компонентов АИИС

КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени

настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна

превышать величину ±1 с (параметр программируемый).

Сравнение показаний часов счетчиков ИК №№ 21 -30 и УСПД осуществляется один раз в

30 минут. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки

коррекции времени, которая настраивается с учетом допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ

и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

СравнениепоказанийчасовсчетчиковИК№№1-20исервераООО

«РУСЭНЕРГОСБЫТ» происходит при каждом сеансе связи счетчик – сервер. Синхронизация

осуществляется при превышении уставки коррекции времени, которая настраивается с учетом

допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±3 с (параметр

программируемый).

Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с

обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на

которую был скорректирован компонент.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в

таблицах 1, 2.

не ниже 8.3.1.8

EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476

E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7

BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27

AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917

EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373

D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D

B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО сервера БД ПАО «Ленэнерго»

Идентификационные данные (признаки)

1

Идентификационное наименование ПО

Значение

2

Пирамида-Сети

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

BinaryPackControls.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

CheckDataIntegrity.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

ComIECFunctions.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

ComModbusFunctions.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

ComStdFunctions.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

DateTimeProcessing.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

SafeValuesDataUpdate.dll)

4

61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39

EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5

013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645

2

Продолжение таблицы 1

1

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

SimpleVerifyDataStatuses.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

SummaryCheckCRC.dll)

Цифровой идентификатор ПО (MD 5,

ValuesDataProcessing.dll)

Идентификационные данные (признаки)

Значение

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

АльфаЦЕНТР

не ниже 12.01

Энергия АЛЬФА 2

не ниже 2.0.0.2

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)

Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных

изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений

соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Уровень защиты ПО «Энергия АЛЬФА 2» от непреднамеренных и преднамеренных

изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК

АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 - 5.

5

Состав ИК АИИС КУЭ

Обозначение, тип

УСПД, УССВ

ООО «Тихвинский ферросплавный завод»

ТТ

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ТТ

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ТТ

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Таблица 3 – Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК

АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование

объекта учета

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации,

регистрационный номер в

Федеральном

информационном фонде

по обеспечению единства

измерений (рег. №)

123

4

5

ПС 110 кВ ПГВ-4

ЗРУ-1 10 кВ, яч.15, КЛ-10

кВ Ф.15

Кт=0,5S

А

Ктт=1500/5В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

1Ктн=10000/√3/100/√3В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

ПС 110 кВ ПГВ-4

кВ Ф.115

Кт=0,5S

А

Ктт=1500/5В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

2Ктн=10000/√3/100/√3В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

ПС 110 кВ ПГВ-4

Кировский Завод (ПС-398), Кировский Завод (ПС-398), Кировский Завод (ПС-398),

ЗРУ-2 10 кВ, яч.112, КЛ-10 ЗРУ-2 10 кВ, яч.115, КЛ-10

кВ Ф.112

Кт=0,5S

А

Ктт=1500/5В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

3Ктн=10000/√3/100/√3В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

6

ТТ

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ТТ

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ТТ

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ТТ

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Продолжение таблицы 3

123

4

5

ПС 110 кВ ПГВ-4

ЗРУ-2 10 кВ, яч.119, КЛ-10

кВ Ф.119

Кт=0,5S

А

Ктт=1000/5В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

4Ктн=10000/√3/100/√3В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

ПС 110 кВ ПГВ-4

ЗРУ-2 10 кВ, яч.114, КЛ-10

кВ Ф.114

Кт=0,5S

А

Ктт=600/5 В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

5Ктн=10000/√3/100/√3В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

ПС 110 кВ ПГВ-4

ЗРУ-2 10 кВ, яч.116, КЛ-10

кВ Ф.116

Кт=0,5S

А

Ктт=600/5 В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

6Ктн=10000/√3/100/√3В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

ПС 110 кВ ПГВ-4

Кировский Завод (ПС-398), Кировский Завод (ПС-398), Кировский Завод (ПС-398), Кировский Завод (ПС-398),

ЗРУ-1 10 кВ, яч.38, КЛ-10

кВ Ф.38

Кт=0,5S

А

Ктт=1500/5В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

7Ктн=10000/√3/100/√3В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

7

ТТ

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ТТ

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ТТ

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ТТ

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Продолжение таблицы 3

123

4

5

ПС 110 кВ ПГВ-4

ЗРУ-2 10 кВ, яч.137,

КЛ-10 кВ Ф.137

Кт=0,5S

А

Ктт=1500/5В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

8Ктн=10000/√3/100/√3 В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

ПС 110 кВ ПГВ-4

ЗРУ-2 10 кВ, яч.138,

КЛ-10 кВ Ф.138

Кт=0,5S

А

Ктт=1500/5В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

9Ктн=10000/√3/100/√3 В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

ПС 110 кВ ПГВ-4

ЗРУ-2 10 кВ, яч.141,

КЛ-10 кВ Ф.141

Кт=0,5S

А

Ктт=1000/5В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

10Ктн=10000/√3/100/√3 В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

ПС 110 кВ ПГВ-4

Кировский Завод (ПС-398), Кировский Завод (ПС-398), Кировский Завод (ПС-398), Кировский Завод (ПС-398),

ЗРУ-2 10 кВ, яч.144,

КЛ-10 кВ Ф.144

Кт=0,5S

А

Ктт=600/5 В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

11Ктн=10000/√3/100/√3 В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

8

ТТ

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ТТ

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

ТТ

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№50460-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Продолжение таблицы 3

123

4

5

ПС 110 кВ ПГВ-4

ЗРУ-2 10 кВ, яч.146,

КЛ-10 кВ Ф.146

Кт=0,5S

А

Ктт=600/5 В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

12Ктн=10000/√3/100/√3 В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

ПС 110 кВ ПГВ-4

ЗРУ-1 10 кВ, яч.12,

КЛ-10 кВ Ф.12

Кт=0,5S

А

Ктт=1500/5В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

13Ктн=10000/√3/100/√3 В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

ПС 110 кВ ПГВ-4

Кировский Завод (ПС-398), Кировский Завод (ПС-398), Кировский Завод (ПС-398),

ЗРУ-1 10 кВ, яч.37,

КЛ-10 кВ Ф.37

Кт=0,5S

А

Ктт=1500/5В

№15128-03

С

ТН

Кт=0,5

А

14Ктн=10000/√3/100/√3 В

№23544-02

С

ТОЛ 10-I

ЗНОЛП

9

ТТ

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№48266-11

Меркурий 234ART2-00 P

ТТ

Кт=0,5S

Ктт=300/5

№47959-16

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№48266-11

Меркурий 234ART2-00 P

ТТ

Кт=0,5

Ктт=150/5

№15128-07

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№23345-07

Меркурий 230 ART-00

PQCSIDN

Продолжение таблицы 3

12345

АО «Деревообрабатывающий завод №2»

РП-7573 6 кВ, РУ 6 кВ,

между яч.13 и СР-4

Кт=0,5

Ктт=300/5

№1276-59

ТН

Кт=0,5

15

Ктн=6000/100

№831-53

АТПЛ-10

В -

СТПЛ-10

А

ВНТМИ-6

С

РП-7573 6 кВ, РУ 6 кВ,

между яч.8 и СР-2

ТН

Кт=0,5

16Ктн=6000/100

№831-53

АТОЛ

ВТОЛ

СТОЛ

А

ВНТМИ-6

С

АО «Зеленодольский завод имени А.М. Горького»

ВРУ 6 кВ АО ЗВКС,

Ввод 6 кВ

ТН

Кт=0,5

17Ктн=6000/100

№16687-02

АТОЛ-10-I

ВТОЛ-10-I

СТОЛ-10-I

А

ВНАМИТ-10

С

10

ТТ

Кт=0,5

Ктт=400/5

№47958-11

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№48266-11

Меркурий 234ART2-00 P

ТТ

Кт=0,5

Ктт=1500/5

№1261-59

Счетчик

ТТ

НТМИ-6

Счетчик

ТТ

Кт=0,5S

Ктт=600/5

№ 58720-14

СИКОН С70

Рег. № 28822-05/

УСВ-2

Рег. № 41681-09/

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

Счетчик

Кт= 0,5S/1,0

Ксч=1

№31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

Продолжение таблицы 3

123

4

5

РП-4 6 кВ, РУ 6 кВ,

Яч.№16, КЛ 6 кВ

ТН

Кт=0,5

18Ктн=6000/100

№16687-07

АТПЛ

В -

СТПЛ

А

ВНАМИТ-10

С

ГПП 110 кВ ОАО з-д им.

Горького, ЗРУ 6 кВ,

Яч.№31

ТН

Кт=0,2

19Ктн=6000/100

№70324-18

АТПОЛ-10

В -

СТПОЛ-10

А

ВНАМИТ

С

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN

№23345-07

ГПП 110 кВ ОАО з-д им.

Горького, ЗРУ 6 кВ,

Яч.№1

Кт=0,5

А

Ктт=1500/5 В

№1856-63

С

ТВЛМ-10

-

ТВЛМ-10

ТН

Кт=0,5

А

20Ктн=6000/100В

№831-53

С

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN

№23345-07

АО «Усть-Ижорский фанерный комбинат»

ПС-35/6 кВ «Понтонная»

(ПС-33), яч. № 16,

КЛ-6 кВ «ф. 33-17»

ТН

Кт=0,5

21Ктн=6000/100

№831-53

АТЛК-СТ

ВТЛК-СТ

СТЛК-СТ

А

ВНТМИ-6

С

11

ТТ

Кт=0,5S

Ктт=600/5

№ 58720-14

СИКОН С70

Рег. № 28822-05/

УСВ-2

Рег. № 41681-09/

Метроном-50М

Рег. № trial-17

Счетчик

Кт= 0,5S/1,0

Ксч=1

№31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

ТТ

Кт=0,5

Ктт=750/5

№8914-82

СИКОН С70

Рег. № 28822-05/

УСВ-2

Рег. № 41681-09/

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

Счетчик

Кт= 0,5S/1,0

Ксч=1

№31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

ТТ

Кт=0,5S

Ктт=600/5

№22944-07

Счетчик

СИКОН С70

Рег. № 28822-05/

УСВ-2

Рег. № 41681-09/

НТМИ-6-66

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№23345-07

Продолжение таблицы 3

123

4

5

ПС-35/6 кВ «Понтонная»

(ПС-33), яч. № 19

КЛ-6 кВ «ф.33-20»

ТН

Кт=0,5

22Ктн=6000/100

№831-53

АТЛК-СТ

ВТЛК-СТ

СТЛК-СТ

А

ВНТМИ-6

С

АО «Средне-Невский судостроительный завод»

ПС-35/6 кВ «Понтонная»

(ПС-33), яч.№8,

КЛ-6 кВ «ф.33-04»

ТН

Кт=0,5

23Ктн=6000/100

№831-53

АТПК-10

В

ТПК-10

С

ТПК-10

А

ВНТМИ-6

С

ПС-35/6 кВ «Понтонная»

(ПС-33), яч.№6,

КЛ-6 кВ «ф.33-06»

ТН

Кт=0,5

24Ктн=6000/100

№831-53

АТПК-10

В -

С

ТПК-10

А

ВНТМИ-6

С

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1Меркурий 230 ART2-00 PRIDN

№23345-07

ООО «Северо-Западный лесокомбинат»

ПС 35/6кВ «СЭЛК» №35

яч.11 ф.35-01 6 кВ

ТТ

ТЛМ-10

-

ТЛМ-10

ТН

Кт=0,5

А

Ктт=300/5В

№2473-69

С

Кт=0,5

А

25Ктн=6000/100В

№2611-70

С

Метроном-50М

Меркурий 230 ART2-00 PRIDNРег. № 68916-17

12

ТТ

СИКОН С70

Рег. № 28822-05/

УСВ-2

Рег. № 41681-09/

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№23345-07

Меркурий 230 ART2-00 PRIDN

ТТ

Кт=0,5

Ктт=200/5

№2473-69

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№23345-07

Меркурий 230 ART2-00 PRIDN

ТТ

СИКОН С70

Рег. № 28822-05/

УСВ-2

Рег. № 41681-09/

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

НАМИТ-10

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№27779-04

ПСЧ-4ТМ.05

ТТ

НАМИТ-10

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№27779-04

ПСЧ-4ТМ.05

Продолжение таблицы 3

12345

ПС 35/6кВ «СЭЛК» №35

яч.9 ф.35-02 6 кВ

Кт=0,5

АТЛМ-10

Ктт=400/5В -

№2473-69

СТЛ

М-

10

ТН

Кт=0,5

26Ктн=6000/100

№2611-70

А

ВНТМИ-6-66

С

ПС 35/6кВ «СЭЛК» №35

яч.6 ф.35-05 6 кВ

ТН

Кт=0,5

27Ктн=6000/100

№2611-70

АТЛМ-10

В -

СТЛМ-10

А

ВНТМИ-6-66

С

ЗАО «Форд Мотор Компани»

ПС 110 кВ ЗАО "Форд-

Всеволожск" (ПС-526),

РУ-10 кВ, яч. 103,

ф.526-103

Кт=0,5

А

Ктт=1000/5 В

№9143-01

С

ТЛК10-6

-

ТЛК10-6

ТН

Кт=0,5

А

28Ктн=10000/100В

№16687-97

С

ПС 110 кВ ЗАО "Форд-

Всеволожск" (ПС-526),

РУ-10 кВ, яч. 203,

ф.526-203

Кт=0,5

А

Ктт=1000/5 В

№9143-83

С

ТЛК10

-

ТЛК10

ТН

Кт=0,5

А

29Ктн=10000/100В

№16687-97

С

13

30

ТТ

СИКОН С70

Рег. № 28822-05/

УСВ-2

Рег. № 41681-09/

Метроном-50М

Рег. № 68916-17

ТН

НАМИТ-10

ПСЧ-4ТМ.05

Продолжение таблицы 3

12

5

ПС 110 кВ ЗАО "Форд-

Всеволожск" (ПС-526),

РУ-10 кВ, яч. 109,

ф.526-109

3

Кт=0,5

А

Ктт=1000/5 В

№9143-01

С

4

ТЛК10-6

-

ТЛК10-6

Счетчи

к

Кт=0,5

А

Ктн=10000/100 В

№16687-97

С

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№27779-04

Примечания:

1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.

2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с

метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии,

что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 4

метрологических характеристик.

3 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.

4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим

актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится

совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Номера ИК

Вид электроэнергии

Границы основной

погрешности (±δ), %

1-14, 16, 24

15, 17, 18, 20, 25-27

19

21, 22

23, 28-30

Таблица 4 – Основные метрологические характеристики ИК

Активная

1,2

Границы погрешности

в рабочих условиях

(±δ), %

5,1

Реактивная

Активная

2,5

1,2

4,0

5,7

Реактивная

Активная

2,5

1,0

4,3

5,6

Реактивная

Активная

2,2

1,2

4,2

5,1

Реактивная

Активная

Реактивная

2,5

1,2

2,5

4,4

5,7

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие P = 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Iном cosφ = 0,5

инд

и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5

до плюс 35°С.

14

от 99 до 101

от 100 до 120

0,87

от +21 до +25

от 90 до 110

от 2(5) до 120

от 0,5

инд

до 0,8

емк

220000

72

120000

72

90000

72

150000

72

165000

72

70000

24

35000

24

Значение

2

от +21 до +25

от +18 до +22

от -40 до +35

от -40 до +55

от -10 до +50

от +15 до +30

от -10 до +50

Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

1

Нормальные условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности, cos



температура окружающей среды, °C:

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012

ГОСТ 26035-83

Рабочие условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

- для ТТ и ТН

- для счетчиков

- для УСПД

- для Метроном-50М

- для УСВ-2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики Меркурий 234:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

счетчики Альфа А1800:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

счетчики ПСЧ-4ТМ.05:

- среднее trial наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

счетчики Меркурий 230:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

Метроном-50М, УСВ-2:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

0,99

1

15

Продолжение таблицы 5

12

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной

за месяц, сут, не менее45

ИВК:

-результатыизмерений,состояниеобъектовисредств

измерений, лет, не менее3,5

Надежность системных решений:

− защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного

питания;

− резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может 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;

− защита на программном уровне информации при хранении, 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).

16

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

ТПЛ-10

2 шт.

ПСЧ-4ТМ.05МК

14 шт.

Меркурий 234

3 шт.

Меркурий 230

7 шт.

Альфа А1800

3 шт.

ПСЧ-4ТМ.05

3 шт.

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование

Трансформаторы тока

Обозначение

ТОЛ 10-I

Количество

45 шт.

Трансформаторы тока проходные с литой

изоляцией

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ

ТПЛ

ТПОЛ-10

ТВЛМ-10

ТЛК-СТ

ТПК-10

ТЛМ-10

ТЛК10

ЗНОЛП

НТМИ-6

НАМИТ-10

НАМИТ

НТМИ-6-66

3 шт.

2 шт.

6 шт.

5 шт.

6 шт.

42 шт.

5 шт.

4 шт.

1 шт.

2 шт.

Трансформаторы тока проходные

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока измерительные

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электрической энергии статические

трехфазные

Счетчики электрической энергии трехфазные

статические

Счетчики электрической энергии трехфазные

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

УСВ-2

Метроном-50М

МП-312235-106-2020

Устройства синхронизации времени

Серверы точного времени

Методика поверки

Формуляр

13526821.4611.146.ПФ

3 шт.

1 шт.

2 шт.

1 экз.

17

Поверка

осуществляетсяподокументуМП-312235-106-2020«Системаавтоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии (АИИСКУЭ)

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей (10 очередь). Методика поверки»,

утвержденному ООО «Энергокомплекс» 07.07.2020 г

Основные средства поверки:

− трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока.

Методика поверки;

− трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011

ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные

трансформаторы напряжения 6/√3…35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;

− 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;

− счетчиков электрической энергии Меркурий 234 – в соответствии с документом

АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий

234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» с изменением № 2,

утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.08.2017 г.;

− счетчиков электрической энергии Альфа А1800 – в соответствии с документом

МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрическойэнергиитрехфазные многофункциональные

Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

19.05.2006 г.;

− счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.126РЭ1,являющейсяприложениемкруководствупоэксплуатации

ИЛГШ.411152.126 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский

ЦСМ» 21.11.2005 г.;

− счетчиков электрической энергии Меркурий 230 (рег. № trial-07) – в соответствии с

документом АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические

«Меркурий230».Руководствопоэксплуатации.ПриложениеГ.Методикаповерки»,

согласованным руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.05.2007 г.;

− счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 50460-18) – в соответствии с

документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-

4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ

«Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;

− контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 – в соответствии с документом

ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки»,

утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

− устройств синхронизации времени УСВ-2 – в соответствии с документом «Устройство

синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденным ФГУП

«ВНИИФТРИ» 31.08.2009 г.;

− серверовточноговремениМетроном-50М-всоответствиисдокументом

М0050-2016-МП «Сервер точного времени Метроном-50М. Методика поверки", утвержденным

ФГБУ «ГНМЦ» Минобороны России 10.04.2017 г.;

− радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);

− прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

18

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергии

(АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей (10 очередь)»,

аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативныеитехническиедокументы,устанавливающиетребованияксистеме

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей (10 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

Адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский проспект, д. 42, стр. 3

Телефон: +7 (495) 926-99-00

Факс: +7 (495) 280-04-50

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

ИНН 7444052356

Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, 2

Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail:

encomplex@yandex.ru

Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru