Приложение № 18
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «7» декабря 2020 г. № 2020
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Воронежская керамика»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) «Воронежская керамика» (далее – АИИС КУЭ) предназначена
для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки,
хранения,формированияотчетных документовипередачиполученнойинформации
заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую
автоматизированную 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 обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации
времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (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 поступает на
модем и далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где осуществляется
обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей
информации, оформление отчетных документов.
2
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с
электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал
АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с
протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с
действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в
себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени,
синхронизированнойпосигналам глобальных навигационныхспутниковыхсистемс
национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждые 30 мин.
Корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеан-
са связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится
при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на ±2 с.
Журналы событий счетчиков 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 программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень
защитыПО«АльфаЦЕНТР»отнепреднамеренныхипреднамеренныхизменений
предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров,
защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью
контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
ac_metrology.dll
не ниже 15.07.03
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
MD5
Измерительные компоненты
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
3,4
5,8
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
3,4
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
ТПК-10
Кл.т. 0,5
400/5
Рег. № 22944-02
Фазы: А; С
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
3
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Вид
элек-
тро-
энергии
Метрологические харак-
теристики ИК
Номер Наименование точ-
ИКки измерений
ТТ
Сервер
ТНСчетчикУСВ
Границы Границы до-
допускае-пускаемой
мой основ- относитель-
ной отно- ной погреш-
сительнойности в ра-
12
56
бочих усло-
виях (±δ), %
10
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ,
11 СШ 6 кВ, яч. 8,
КЛ-6 кВ № 44
Рег. №
УСВ-3
HPE
64242-16
MicroServer
погрешно-
сти (±δ), %
7 8 9
Актив-
ная1,3
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ,
22 СШ 6 кВ, яч. 12,
КЛ-6 кВ № 30
3
ТОЛ-К-10
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 76347-19
Фазы: А; С
ТОЛ-К-10
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 76347-19
4
НТМИ-6 У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 51199-18
Фазы: АВС
НТМИ-6 У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 51199-18
Реак-
2,5
тивная
Актив-
ная1,3
Реак-
2,5
5,8
ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ,
32 СШ 6 кВ, яч. 18,
КЛ-6 кВ № 64
Фазы: А; С
ТОЛ-К-10
Кл.т. 0,5
400/5
Рег. № 76347-19
Фазы: А; С
тивная
Актив-
ная1,33,4
Реак-
2,55,8
тивная
РУ-6 кВ Цех № 4,
4РУ-6 кВ, 1 СШ 6
кВ, яч. 4
Фазы: АВС
НТМИ-6 У3
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 51199-18
Фазы: АВС
НАМИ-10-95
УХЛ2
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 20186-00
Фазы: АВС
Актив-
ная1,33,3
Реак-
2,55,7
тивная
4
3,3
5,7
±5 с
Продолжение таблицы 2
123
45678910
5
АМИ-10-
РУ-6 кВ Цех № 4УХЛ2
№ 25№ 20186
600/5Кл.т. 0,5S/1,0Рег. №
ТПК-10кти
Фазы: А; Стивная
РУ-6 кВ, 2 СШ 6
,
Кл.т. 0,5
Н
Кл.т. 0,5
95
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 УСВ-3
HPE
А
ная
в-
1,3
кВ,
я
ч. 12, КЛ-6 кВ
Рег. № 22944-02
Рег
.6000/
1
00 -
00
Рег. № 50460-18 64242-16
M
i
c
ro
Se
r
ve
r
Реак-
2,5
Фазы: АВС
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы
времени UTC(SU)
Примечания:
1.В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2.Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3.Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от I
ном
, cos
= 0,8инд.
4.Допускается 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также 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.
5
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
165000
2
45000
2
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество ИК
Значение
5
от 95 до 105
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25
от -5 до +35
от 0 до +40
от +15 до +25
50000
1
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
для ИК №№ 1-3
для ИК №№ 4, 5
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСВ:
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:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
при отключении питания, лет, не менее
113
40
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
защитаоткратковременныхсбоевпитаниясервераспомощьюисточника
бесперебойного питания;
резервированиеканаловtrial:информацияорезультатахизмеренийможет
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
6
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (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
ТОЛ-К-10
ТПК-10
НТМИ-6 У3
Количество,
шт./экз.
6
4
2
НАМИ-10-95 УХЛ2
2
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения антирезонансные
трехфазные
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Устройства синхронизации времени
Сервер
Методика поверки
Формуляр-паспорт
ПСЧ-4ТМ.05МК
УСВ-3
HPE MicroServer
МП ЭПР-284-2020
02.2020.ВК-АУ.ФО-ПС
5
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-284-2020 «ГСИ. Система автоматизированная
учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
информационно-измерительнаякоммерческого
«Воронежская керамика». Методика поверки»,
15.09.2020 г.
Основные средства поверки:
в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав
АИИС КУЭ;
7
блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 37328-15);
анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
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 «Воронежская керамика», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат
аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
«Воронежская керамика»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистема» (ООО «Энергосистема»)
ИНН 7715887873
Адрес: 129090, г. Москва, Протопоповский пер., д. 17, стр. 3, пом. № 6
Телефон: (495) 134-43-21
Факс: (495) 688-11-22
Web-сайт: nrgsystema.ru
E-mail: ensys@nrgsystema.ru
Испытательный центр
Обществосограниченнойответственностью«ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская,
д. 57, офис 19
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.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.